Boletim Anual ANP

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Preços de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis nos Mercados Nacional e Internacional

BBBBBBBBBBBBOOOOOOOOOOOOLLLLLLLLLLLLEEEEEEEEEEEETTTTTTTTTTTTIIIIIIIIIIIIMMMMMMMMMMMM AAAAAAAAAAAANNNNNNNNNNNNUUUUUUUUUUUUAAAAAAAAAAAALLLLLLLLLLLL

Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e

Biocombustíveis

2012

Boletim Anual - Preços do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

Ano 2012

2

Chefe da Coordenadoria de Defesa da Concorrência (CDC)

Lúcia Navegantes Bicalho

Equipe Técnica

Eduardo Roberto Zana

Márcio de Araújo Alves Dias

Orlando de Araújo Vilela Sales

Patrícia Huguenin Baran

Rodrigo Milão de Paiva

Equipe de Suporte

Carlos Antonio Rocha

Gustavo Gomes Garcia


Ano 2012

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Sumário

Editorial ....................................................................................................................... 1

Parte I - Mercado Internacional .................................................................................. 4

1. Análise do comportamento do mercado internacional de preços do petróleo, gás natural e biocombustíveis ..................................................................................... 4

2. A crescente demanda chinesa por petróleo e seus impactos sobre os preços internacionais da commodity ............................................................................... 29

3. A revolução do shale gas e seus impactos sobre o mercado de gás .................. 49

Principais Índices ............................................................................................... 81

Parte II - Mercado Nacional ....................................................................................... 82

1. Análise do comportamento dos preços dos combustíveis líquidos .................... 82

Principais Índices .................................................................................................... 112

Bibliografia ............................................................................................................... 100


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EDITORIAL

Helder Queiroz Pinto Jr.

A importância dos preços da energia como fator de competitividade

para a economia requer um exame sistemático dos seus principais

determinantes. Nos últimos anos, a ANP, por meio da Coordenadoria de

Defesa da Concorrência (CDC), tem acompanhado a evolução dos preços

do petróleo, gás natural, derivados de petróleo e biocombustíveis,

destacando as principais alterações num informe quinzenal de circulação

interna.

Apesar de indispensável àqueles que trabalham na indústria, o

acompanhamento conjuntural, por via de regra, não permite um exame

mais aprofundado de um conjunto de aspectos estruturais e tendenciais

do comportamento dos preços.

Esta primeira edição do Boletim Anual busca suprir esta lacuna,

analisando, de forma criteriosa, os principais fatores econômicos e

geopolíticos que contribuem para uma melhor compreensão tanto da

flutuação, quanto da formação das expectativas com relação à evolução

dos preços.

O primeiro número do Boletim Anual trata, portanto, de algumas

questões-chave para o melhor entendimento do comportamento dos

preços, tanto no plano internacional, quanto no plano nacional. E o ano

de 2011 ofereceu um rico material de análise.

Quanto ao preço internacional do petróleo, destaca-se, em

particular, os fatores geopolíticos (Primavera Árabe) que levaram os preços

médios do óleo bruto para o patamar de US$ 100 por barril, mas também

os fatores de mercado que contribuem para explicar o diferencial de

preços observado em favor do óleo do tipo Brent em comparação ao WTI.

No que tange o mercado de gás natural, o rápido crescimento da oferta do

shale gas nos EUA provocou a queda acentuada dos preços neste mercado


Ano 2012

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e consolidou o descolamento da tendência, até então observado, dos

preços do Henry Hub (e dos demais mercados de gás) com relação aos

preços internacionais do petróleo. Já no que se refere ao comportamento

da demanda, o Boletim Anual examina, de forma aprofundada, os fatores

explicativos do crescimento do consumo de energia na China e seus

impactos sobre o mercado de combustíveis fósseis e sua influência sobre

os preços.

No que concerne ao mercado nacional, a atenção foi centrada no

exame dos fatores determinantes da mudança brusca dos preços relativos

dos combustíveis automotivos, a qual trouxe como principal

desdobramento a alteração da estrutura de consumo, com forte redução

do consumo do etanol hidratado e consequentemente o aumento explosivo

da demanda de gasolina. Tal problema implicou no aumento das

importações de gasolina para suprir o consumo doméstico, com reflexos

sobre os dispêndios de importação deste combustível, num contexto de

preços elevados no mercado internacional.

Os artigos aqui apresentados foram integralmente elaborados pela

equipe da CDC/ANP e traduzem o esforço e dedicação de toda a equipe

para fornecer análises rigorosas sobre o complexo tema dos preços do

petróleo, gás natural e biocombustíveis.


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PARTE I - MERCADO INTERNACIONAL

1. ANÁLISE DO COMPORTAMENTO DO MERCADO INTERNACIONAL DE PREÇOS DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS

Os preços do petróleo e do gás natural são variáveis de

extrema importância para a economia mundial, em decorrência da

relevância desses insumos na matriz energética mundial e da distribuição

geográfica desigual das reservas. Entretanto, dada a ampla gama de

fatores que podem influenciar o comportamento desses preços, em função

tanto das particularidades específicas de algumas regiões, quanto das

tendências gerais em nível internacional, constitui tarefa longe de trivial

elencar os principais elementos capazes de explicar a dinâmica desses

preços no mercado internacional. Não obstante o reconhecimento de tais dificuldades, esta seção do primeiro Boletim Anual de Preços da ANP

pretende examinar o comportamento dos preços dessas fontes de energia, ao longo de 2011, com destaque para os fatores associados não só as

condições de oferta e demanda, mas também a questões relacionadas à

esfera da geopolítica e às expectativas dos agentes quanto ao

comportamento dos preços nos mercados financeiros. Além disso, será

tratada a questão do fim dos subsídios ao etanol nos EUA no final de 2011.

1.1 Preços do Petróleo no Mercado Internacional A Agência Internacional de Energia (IEA, na sigla em inglês),

no seu relatório ainda de fevereiro de 2011, apresentou reavaliação não

somente de suas previsões de oferta e demanda de petróleo, como também

da tendência do preço da commodity, com intuito de apontar fatores explicativos para as pressões altistas ligadas aos aspectos estruturais da

indústria do petróleo. Sem desconsiderar o forte nível de especulação

presente no mercado e a onda de insurreições políticas que ocorria no Oriente Médio, a IEA (2011a) destacou que os fundamentos do mercado

também justificavam a tendência de alta dos preços do óleo cru para

patamar acima dos US$ 100,00 o barril. Segundo os dados da Agência, a relação entre oferta e

demanda de petróleo no mercado físico, em 2010, contraiu-se

significativamente. O relatório aponta que a demanda mundial de óleo cru ultrapassou a oferta em 1,1 milhão de barris diários ao longo do segundo semestre de 2010, o que levou a uma redução substancial nos estoques. Apesar do volume de estoque permanecer superior à média do período de


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2006 a 2010, a margem de diferença estreitou-se bastante, já que no

início de 2009 foi de 200 milhões de barris e passou para cerca de 30

milhões, no início de 2011.

A IEA (2011a) ainda observou que o nível de preço do óleo

cru à época estava próximo àquele capaz de ameaçar o crescimento da

economia mundial. A Agência possui uma medida que tenta mensurar o

custo global do petróleo (global oil burden). Este indicador nada mais é que o quociente obtido pela relação entre custo das compras mundiais de óleo

cru e o PIB global, e seu valor correspondeu a 4,1% em 2010, podendo

chegar a 4,7% em 2011. Historicamente, estes níveis do custo global do

petróleo coincidiram com épocas de desaceleração da economia mundial.

Para confrontar as expectativas acerca dos preços

internacionais expressas no relatório da AIE de fevereiro de 2011, com a

evolução desses preços ao longo do mesmo ano, segue a análise do

comportamento dos preços. De forma geral, os preços do barril de petróleo

ao longo de 2011 ficaram em patamares próximos a US$ 100 por barril, registrando médias de US$ 111,22 para o petróleo tipo Brent1 e de

US$ 95,02 para o tipo WTI2. Ao comparar esses valores com as médias observadas em 2010, houve valorização de 39,9% em relação ao valor

apresentado pelo Brent e de 19,7% em relação ao WTI. Assim, é evidente

que as pressões altistas previstas pela AIE foram confirmadas, pois, na

maior parte do ano, os preços superaram o patamar de US$ 100 por

barril, em meio às incertezas associadas tanto ao desempenho da economia mundial em face ao aprofundamento da crise na Zona do Euro,

quanto às instabilidades políticas enfrentadas por países exportadores de

petróleo; além da demanda crescente dos países em desenvolvimento, com

destaque para o papel desempenhado pela China, questões que serão analisadas posteriormente nesta seção.

Antes de iniciar a análise referente ao ano de 2011, cabe

salientar que, após os desdobramentos da crise financeira internacional

de 2008 - quando houve queda acentuada dos preços correspondente a

76,6% entre julho e dezembro de 2008 -, a tendência dos preços do petróleo no mercado internacional foi de alta. Os preços médios do

petróleo, considerando como referência o tipo Brent, passaram de

US$74/bbl, em dezembro de 2009, para US$92/bbl em dezembro de 2010 e US$107/bbl em dezembro 2011 (Gráfico 1).

1 Desde meados de 2002, o Platts substituiu o Brent, na sua forma única, pela combinação de petróleos dos sistemas petrolíferos Brent/ Forties/ Oseberg, conhecida pela sigla BFO. Em 2007, o Platts incorporou Ekofish na formação do preço do Brent, surgindo assim o BFOE. Entretanto, a nomenclatura não foi alterada, com o Platts ainda se referindo com a denominação Brent. Atualmente, o grau API é estimado em 38 e o teor de enxofre em 0,45%, mas a qualidade tende a mudar ao longo do tempo (PLATTS, 2012f). 2 WTI: West Texas Intermediate, petróleo com grau API entre 38 e 40 e aproximadamente 0,3% em peso de enxofre, cuja cotação diária no mercado spot reflete o preço dos barris entregues em Cushing, Oklahoma, nos EUA (PLATTS, 2012f).


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Gráfico 1 – Comportamento dos Preços do Petróleo tipos Brent e WTI no Mercado Internacional (em US$/bbl) – 2008 a 2011

Fonte: Elaboração própria a partir dos dados do Platts.

Ao comparar os preços médios do petróleo do tipo Brent em

2011 – média de U$$ 111/bbl -, com os observados em 2010 e 2009, cujos valores foram de U$$ 79/bbl e U$$ 62/bbl, respectivamente, nota-

se que altas dos preços do barril de petróleo foram significativas, de 40%

frente a 2010 e de 79% face a 2009.

Além de observar os valores médios, é importante examinar

a tendência e as oscilações dos preços ao longo de 2011. Nesse sentido, conforme ilustra o Gráfico 2, o preço do petróleo no mercado internacional

iniciou o período em elevação que se manteve até o mês de abril, período no qual o incremento da oferta internacional de petróleo foi afetado pela

redução da produção na Líbia, em um ambiente de manifestações populares contra os regimes políticos vigentes em vários países árabes. O

petróleo tipo WTI iniciou trajetória de queda, em maio de 2011, que se

estende até meados de setembro, quando, então retoma tendência de alta e passa a oscilar em torno de US$ 100/barril do início de novembro até o

final de dezembro de 2011. Já o petróleo tipo Brent apresentou, a partir

de maio/11, significativas oscilações de preço. Este comportamento se estendeu até meados do mês de novembro, quando se observou clara

tendência de redução no intervalo de oscilação de seus preços que passaram se situar, em geral, entre US$100,00 e US$ 105,00 o barril até

o final de 2011.

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Gráfico 2 – Comportamento dos Preços do Petróleo no Mercado Internacional e do Spread entre Brent e WTI (em US$/bbl) – 2011

Fonte: Elaboração própria a partir dos dados do Platts.

É interessante observar que no período de alta das cotações

internacionais da commodity o petróleo tipo Brent chegou a atingir o valor de US$ 126,64/barril e o tipo WTI de US$ 113,73/barril. Estes valores

ainda ficaram abaixo dos preços recordes atingidos no ano de 2008, quando o barril do petróleo ultrapassou a marca dos US$ 140,003. Além

disso, no segundo semestre do ano, apesar da tendência de queda

apresentada particularmente pelo WTI, seu valor médio ainda seguiu em

patamar acima dos US$ 80,00 o barril, enquanto o Brent manteve-se sempre acima dos US$ 100,00. Esses movimentos ocorreram,

especialmente, em decorrência de condicionantes estruturais do mercado de oferta e demanda de petróleo, entre os quais merecem destaque:

� a Primavera Árabe: novo condicionante da natureza geopolítica

A instabilidade política em diversos países localizados no Norte da África e no Oriente Médio provocou, no início de 2011,

turbulências no mercado internacional do petróleo e foi um dos fatores

determinantes para o movimento de alta dos preços verificada entre meados de fevereiro até início de abril. Nesse período as cotações do barril

de petróleo do tipo Brent subiram de US$102/bbl para US$126/bbl, o que

correspondeu a um incremento de 23,5%.

3 No dia 3 de julho de 2008, o barril do petróleo tipo WTI chegou a US$145,31/bbl e do tipo Brent a US$144,22/bbl (base de dados do Platts).

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WTI 1st Month Brent Dated Spread


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Os conflitos políticos nessas duas regiões ocorreram num

primeiro momento na Tunísia e no Egito, com movimentos sociais de

grandes proporções contra os regimes, acarretando retração da atividade

econômica. A insatisfação que gerou a derrubada do governo egípcio foi

inicialmente influenciada pela “Revolução Jasmin”, que pôs fim à ditadura

então vigente em outro país muçulmano, a Tunísia. A insurreição tunisiana

motivou manifestações contra ditaduras em vários países do mundo árabe como Argélia, Iêmen, Jordânia e o próprio Egito, num contexto de elevação

dos preços dos alimentos e de alto nível de desemprego, sobretudo entre a

população mais jovem.

A crise política no Egito ocasionou fortes elevações no preço

do petróleo. Esses aumentos não se atribuem à importância da produção

interna do país, tendo inclusive o Egito se tornado importador líquido de óleo

cru desde 2008 diante do declínio da produção e do aumento do consumo

interno. Há, no entanto, pelo menos dois outros motivos pelos quais a crise

egípcia inquietou o mercado de petróleo. O primeiro motivo de preocupação dos agentes foi o temor de

que a derrubada do regime pudesse afetar a estabilidade dos países da região do Oriente Médio. Este receio se justifica principalmente em virtude

da grande importância cultural que o Egito detém no mundo árabe, o que faz

dele uma referência para os demais países, o que não ocorre com a Tunísia,

por exemplo. Deve-se ressaltar ainda que o Egito desempenha, há cerca de

30 anos, um papel fundamental para o equilíbrio entre as forças pró e contra Israel no Oriente Médio, por ser um dos poucos e o mais importante aliado

regional daquele país4.

A outra razão pela qual a crise no Egito foi observada pelos

agentes do mercado de petróleo é a considerável importância do país para o

transporte marítimo da commodity entre os grandes produtores do Oriente Médio e os grandes consumidores do mundo ocidental. Através do Canal de

Suez e do oleoduto de Sumed (Sumed Oil Pipeline) são transportados diariamente cerca de 3,1 milhões de barris de petróleo (EIA, 2001b). Uma

possível interrupção do fluxo de petróleo por algum destes meios ou por ambos conduziria ao redirecionamento dos fluxos de petróleo que passariam a ter de contornar o Cabo da Boa Esperança, o que conduziria ao aumento

dos custos do transporte de petróleo e, consequentemente, de seus preços.

Entre os países exportadores de petróleo, a Líbia foi o país mais afetado pelos conflitos da denominada “Primavera Árabe”, onde a

guerra civil paralisou a atividade econômica e interrompeu as exportações de

petróleo e gás natural. A Líbia é o 12° maior produtor de petróleo no mundo, e, antes da guerra, produzia cerca de 1,6 milhão de barris por dia de

petróleo. Os problemas gerados pela redução da oferta de óleo da Líbia no

4 O outro aliado de Israel na região é a Jordânia.


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mercado internacional podiam, num primeiro momento, ser compensados

pela utilização da capacidade ociosa de produção da Arábia Saudita. No

entanto, à época, os temores dos agentes econômicos estiveram associados a

possíveis restrições de oferta, em níveis similares aos verificados no caso da

Líbia, com o aprofundamento da crise política em países caracterizados por

serem grandes exportadores.

De fato, a queda na produção de petróleo da Líbia não impactou significativamente o fornecimento do produto em nível

internacional, pois foi compensada em grande parte pelo aumento da

produção de países como Arábia Saudita, Kuwait e Emirados Árabes Unidos

(IMF, 2011). Segundo as estimativas da OPEC (2012), a produção do cartel

deve ter encerrado 2011 com produção de 30,1 milhões b/d, aumento de

400 mil b/d em relação a 2010. Já para os países não pertencentes à OPEP

estima-se que a produção tenha alcançado 52,4 milhões b/d, incremento de

100 mil b/d contra 2010.

O violento conflito ocorrido na Líbia perdurou por cerca de sete meses, culminando com a morte Muamar Kadhafi, e os alvos

preferenciais dos ataques foram os ativos de petróleo, pois as exportações desse produto originavam receitas para a compra de armas. Somente no

início de outubro, a Líbia voltou a produzir óleo para o mercado

internacional, o que foi fundamental para alavancar a economia do país.

� Resistência da OPEP em elevar sua cota de produção

A OPEP reuniu-se em 8 de junho de 2011 para discutir

uma possível alteração na quantidade de óleo cru ofertada por 11 dos

países membros do cartel5. A expectativa antes da reunião era de que, liderados pela Arábia Saudita, os países membros da OPEP firmassem um

acordo que permitisse o aumento da atual oferta de óleo cru em 1,5

milhões b/d para 30,3 milhões b/d. No entanto, diante da forte oposição

ao aumento da produção por seis países 6 integrantes da referida

organização, o acordo não se concretizou e sucederam-se trocas de acusações entre Arábia Saudita e Irã sobre a responsabilidade pelo fracasso do encontro.

Pelo lado da Arábia Saudita, único país que possui de fato

capacidade ociosa para ampliar a produção, o ministro do petróleo do país, Ali Naimi, declarou que a proposta de incremento na produção

defendida por seu país e endossada por Kuwait, Emirados Arábes e Catar

era tecnicamente baseada em estudos realizados pela própria OPEP no

5 Apesar da OPEP ser constituída por 12 países membros, as quotas de produção definidas pelo cartel se aplicam a apenas 11 destes países. O Iraque está temporariamente desobrigado do cumprimento de cotas pelo fato de sua indústria de petróleo estar em reconstrução. 6 Os países que se opuseram ao aumento da produção foram Irã, Iraque, Líbia, Argélia, Equador e Venezuela.


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que se referia a aumento da demanda no terceiro e no quarto trimestre de

2011, em relação à verificada no mês de abril7. Além disso, Naimi garantiu

que, diante do fracasso da negociação, seu país iria unilateralmente

decidir pelo aumento de sua produção, considerando que a “Arábia

Saudita e os outros três países que apoiaram a elevação da produção são

capazes e desejam ofertar petróleo se o mercado necessitar disto. Não

ocorrerá escassez de oferta pelo fato de nós não termos alcançado um acordo neste encontro”.

Já o ministro do petróleo iraniano, Mohammad Ali Khatibi,

além de condenar a decisão da Arábia Saudita de elevar a produção de

modo unilateral, duvidou das possibilidades do país árabe conseguir

encontrar mercado para este incremento na produção, não somente

porque o mercado estaria equilibrado, como também pelo fato de que uma

produção adicional seria de óleos pesados e com maior teor de enxofre,

para os quais não haveria capacidade de refino disponível.

Em suma, a ausência de acordo para crescimento da produção no encontro da OPEP de junho de 2011 foi um elemento

adicional de incerteza quanto à possibilidade de uma nova arrancada dos preços no segundo semestre de 2011, particularmente para os países

importadores de petróleo. Em resposta a isso, os Estados Unidos e a

Europa intensificaram a busca por soluções que permitissem redução do

consumo total e das importações de óleo cru 8.

� Crescimento acelerado de países da Ásia, em especial China.

O ritmo de crescimento acelerado da economia chinesa –

superior a 9% na última década - passou a ser, nos últimos anos, determinante para alavancar a economia mundial, particularmente após

2008, com a crise econômica vivenciada pelos países avançados. Para fazer face a esse elevado ritmo de crescimento, houve um aumento

expressivo do consumo de petróleo na China, passando de 6.695 mil b/d, em 2005, para 9.189 mil b/d, em 2010, registrando taxa média de crescimento de 6,5% neste período, tema esse que será aprofundado na

seção 2. Não podemos deixar de destacar os esporádicos, porém

significativos, aumentos do consumo de petróleo pela China diante dos

racionamentos de energia vivenciados pelo país em larga escala como nos

7 Os aumentos em relação à demanda verificada em abril serão, segundo a OPEC (2012), de 2,1 milhões b/d no terceiro trimestre e de 1,7 milhões b/d no quarto trimestre. 8 Nos Estados Unidos, o presidente Barack Obama passou a estudar a possibilidade de utilizar as reservas estratégicas do país, conforme informou o secretário de imprensa da Casa Branca, Jay Carney. Por sua vez, o diretor executivo da Agência Internacional de Energia, Nobuo Tanaka, afirmou que a agência está pronta para utilizar suas reservas, caso o incremento de produção prometido pelo ministro saudita não se revele suficiente para conter a disparada dos preços.


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anos de 2004 e 2010, uma vez que óleo combustível e diesel servem de

insumo para alimentar os geradores de energia elétrica (PLATTS, 2011a).

Com o consumo de petróleo em crescimento acelerado – a

taxa média de crescimento foi de 6,5% entre 2005 e 2010 -, a oferta

interna passou a ser suprida por importações, em volumes cada vez mais

expressivos em um período de preços elevados do petróleo no mercado

internacional. Atualmente, a dependência chinesa de petróleo importado é de cerca de 55% do consumo doméstico, o que passou a ser um grande

desafio do ponto de vista de segurança energética do país, na medida em

que esse gargalo poderia comprometer a evolução do ritmo de crescimento

da economia.

O crescimento da economia e do consumo de petróleo na

China se torna mais relevante nos últimos anos, por dois fatores: de um

lado, houve redução absoluta do consumo de petróleo nos países da

Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE),

sobretudo, após a crise econômica de 2008 e, do outro, o consumo chinês cresceu a um ritmo superior ao dos demais países. Ressalta-se que, entre

2008 e 2010, o aumento do consumo de petróleo na China correspondeu a 1.240 mil b/d, o que compensou parcialmente a redução da demanda

observada nos países da OCDE, de 3.173 mil b/d, como pode ser visto no

Gráfico 3. Com o crescimento do consumo dos países fora da OCDE

(menos China) de 2.887 mil b/d, a demanda mundial de petróleo

apresentou crescimento de 954 mil b/d no mesmo período, apesar da crise econômica nos países centrais.


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Gráfico 3 – Evolução do consumo total de petróleo para China e demais grupos de países selecionados – (em mil barris/dia) –

1981 a 2010

Fonte: BP Statistical Review of World Energy (2011). Elaboração Própria.

Dessa forma, a China passou a ser responsável por

aproximadamente 9% do total das importações de petróleo, o que

influenciou a dinâmica de oferta e demanda do mercado mundial, com repercussão sobre a trajetória dos preços do barril, tema este que será

discutido na seção 2.

Em 2011, a crescente demanda da China por petróleo

importado foi um fator preponderante para sustentar as cotações do

petróleo do tipo Brent em níveis elevados, em torno de US$ 110/barril, mesmo com as incertezas, sobretudo no segundo semestre, em relação à

crise na zona do euro. Além disso, parte significativa das importações de

petróleo da China é realizada por transações comerciais com os países

membros da OPEP, interessados em estabelecer metas de produção compatíveis com a manutenção dos preços em patamares elevados.

Além dos fatores mencionados que explicaram a dinâmica

recente da indústria de petróleo e a sua correlação com as flutuações de preços, é relevante atentar para o impacto da crescente financerização dos

mercados de commodities sobre o comportamento dos preços, particularmente em um período de incertezas acerca da crise dos países avançados.

Como bem se sabe, a tarefa de análise de preços está longe

de ser trivial, já que há inúmeros fatores capazes de interferir no comportamento dos preços do barril. E, na última década, tal tarefa tem

se tornado ainda mais árdua, em virtude do aumento de complexidade

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OCDE Não-OCDE menos China China


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associada à incorporação de novas variáveis advindas do mercado de

derivativos.

Assim, é fundamental avaliar a questão das expectativas

dos agentes que realizam transações no mercado futuro e sinalizam

tendências dos preços. Desde 2004, tem havido uma crescente

financeirização dos preços do petróleo9 – com o aumento de posições tanto

nos mercados organizados – que estruturam operações financeiras padronizadas –, quanto nos mercados de derivativos de balcão1011 - em

decorrência da crescente importância dos mercados futuros e de opções

na precificação das commodities (UNCTAD, 2011). Conforme apresentado no estudo da UNCTAD (2011), os

agentes que operam no mercado futuro realizam as suas decisões com

base em outros elementos que estão fora da esfera dos mercados de

commodities, tais como fatores relacionados à composição de portfólios, problemas de liquidez, sem mencionar ainda o comportamento mimético

dos mercados12. Quais seriam assim as principais mudanças no

comportamento dos preços das commodities, dentre elas o petróleo, como reflexo da financeirização dos preços? O estudo da UNCTAD (2011)

apresenta, em linhas gerais, quatro elementos para examinar esse

questionamento.

Primeiro, ao se analisar a reação dos preços em função ao

anúncio de indicadores econômicos, notou-se que os preços de diferentes

commodities seguiam tendências similares, com variações muito semelhantes, mesmo não possuindo muitas vezes grande similaridade

entre os mercados.

Segundo, as correlações entre o comportamento dos preços

das commodities e das moedas aumentaram na última década, o que

9 Nas mais de 22 entrevistas realizadas durante o estudo com participantes do mercado, desde traders de commodities até os investidores nos mercados financeiros, confirmam o aumento da influência dos mercados financeiros na precificação das commodities (UNCTAD, 2011). 10 Tendo em vista a padronização dos contratos nos mercados organizados, as empresas que buscam hedge através destes instrumentos não conseguem de fato proteger-se totalmente dos seus riscos, em função de diferenças de datas de vencimento do contrato e do produto relacionado. Este risco associado aos contratos padronizados é conhecido na literatura como “risco de base”. Por exemplo, quando uma companhia aérea procura fazer hedge contra a elevação dos preços do querosene de aviação, já que este componente representa parte substantiva dos seus custos, a empresa só pode recorrer a contratos futuros de petróleo. Apesar da elevada correlação entre os dois, é sempre possível que por alguma razão alheia haja um descolamento dos preços, o que pode acarretar em severas perdas para a companhia. Dessa maneira, a realização de contratos específicos, conforme demando do cliente, nos mercados derivativos de balcão ajudam a entender a crescente demanda por estes instrumentos, sendo a forma mais comum a de swaps. 11 Um das características problemáticas dos mercados derivativos de balcão é que esses são mercados não transparentes, com relação à posição assumida pelos diversos tipos de agentes e à forma de precificação. 12 Deve-se mencionar aqui que há uma expressiva parcela dos participantes que pautam as suas decisões de acordo com os preceitos da Análise Técnica, ferramenta esta que busca identificar tendências de preços com base nos próprios dados relativos às transações de mercado, sem recorrer, na sua vertente mais radical, a qualquer notícia externa, em contraponto aos chamados “fundamentalistas”, que procuram observar somente as variáveis de natureza real, tais como indicadores de lucros, receitas operacionais, etc.


Ano 2012

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também sugere que outros fatores além dos fundamentos estão

influenciando nos preços das commodities. Sobretudo, o mercado de

commodities transformou-se, pelo menos em 2007 e 2008, num

instrumento de hedge contra possíveis desvalorizações da moeda norte-americana. Assim, as commodities foram elevadas à condição de reserva de valor.

Terceiro, no caso específico do petróleo13, observou-se uma mudança de comportamento dos preços em função da posição no ciclo

econômico. Enquanto no passado os preços do petróleo tendiam a se

recuperar depois dos preços das ações, já no ciclo atual, após 2008, os

preços do petróleo se recuperaram antes, o que indica que a

financeirização dos preços contribuiu no sentido de antecipar para o

presente as tendências vislumbradas pelo mercado no futuro.

Quarto, em decorrência do elevado poder de alavancagem,

os investidores nos mercados financeiros podem influenciar os preços no

curto prazo, o que pode levar, por sua vez, a um aumento da volatilidade do ativo subjacente14, o que acaba aumentando as margens de garantia

para manutenção de posição, prejudicando aqueles que buscam realizar

operações de hedge no mercado15, já que eleva o custo para realizar tal proteção, apesar de os riscos relacionados aumentarem.

Desse modo, é necessário notar que os preços do petróleo

podem variar significativamente mesmo sem grandes mudanças nas

condições de oferta e demanda da commodity. Não é possível, no entanto, um descolamento integral, já que existem condições objetivas que

condicionam este mercado. Indubitavelmente, os preços do petróleo

tenderiam a cair sensivelmente diante de um quadro de recessão

prolongada da economia mundial. Porém, é possível que os preços mantenham-se em patamares elevados – ou até subam - desde que a

China continue a sustentar o seu crescimento e o da economia mundial.

No horizonte de curto prazo, um agravamento da crise na zona do euro,

desembocando num credit crunch nos moldes de 2008, poderia reduzir fortemente os patamares de preços atuais, primeiramente, via própria

contração da liquidez nos mercados financeiros e, em seguida, pela

própria transmissão da crise financeira para a economia real. 13 Num recente relatório da International Organization of Securities Commission (apud UNCTAD, 2011) avalia que a participação dos derivativos de balcão é de cerca de 40% em relação ao total de derivativos de petróleo. 14 Por um lado, os economistas do mainstream defendem que os derivativos são um instrumento importante para cobertura de riscos microeconômicos e que o aumento do volume de transações destes instrumentos ajudaria a reduzir a volatilidade do ativo subjacente. Por outro lado, para os economistas críticos dessa visão, estes instrumentos acabam sendo uma arma privilegiada para especulação, o que tenderia a elevar a volatilidade dos mercados. Na visão de Farhi (1999), essas análises não são mutuamente exclusivas, já que por meio de análise sistemática dos preços dos ativos é possível notar o caráter dual e ambíguo destes instrumentos. 15 Como exemplo, podemos citar as companhias aéreas, que buscam realizar hedge nos mercados futuros de petróleo para se protegerem das elevações de preço do querosene de aviação.


Ano 2012

17

Assim, no que diz respeito à volatilidade dos preços, as

turbulências associadas à crise europeia e a instabilidade geopolítica

decorrente das novas sanções contra o Irã e dos próprios desdobramentos

ainda em curso da “Primavera Árabe” podem proporcionar grande

instabilidade às cotações em 2012. Além desses fatores, os possíveis

aumentos súbitos de demanda de óleo cru pela China caso haja novos

racionamentos de energia no país, bem como a errática importação de óleo cru pelas petrolíferas chinesas em função da política de preços dos

derivados, questão que será discutida na seção 2, podem se reverter em

ampliação da dependência da China em relação às importações de

petróleo e, consequentemente, elevar o grau de volatilidade do mercado

internacional.

Em meados de 2011, as incertezas geradas pelo impasse

para a aprovação pelo Senado norte-americano de aumento do teto de

endividamento do setor público exerceram pressão baixista sobre os

preços do petróleo. Porém, com a solução do impasse, houve inflexão de tendência dos preços, já que os investidores voltaram a focar suas

atenções à crise líbia, à época ainda indefinida. Já no início do segundo semestre, a queda das cotações

internacionais esteve atrelada ao temor de que crise da dívida pública de

países como Grécia, Portugal, Espanha e Itália evoluíssem para uma crise

bancária, com consequências nefastas para a economia mundial,

tornando reais as previsões mais pessimistas de um double dip da economia mundial. No final de 2011, com a escolha do novo presidente do

Banco Central Europeu (BCE), o italiano Mário Draghi, foi posta em

prática uma política mais agressiva de fornecimento de liquidez, o que

ajudou a aliviar as pressões altistas sobre os juros para a rolagem das dívidas públicas na zona do euro e, por ora, afastar os receios de uma

crise de liquidez global.

1.1.1 Spread entre os preços do Brent e do WTI Uma tendência marcante do ano de 2011 foi o aumento do

spread entre o preço do Brent e do WTI, a favor do petróleo do Mar do Norte, como pode ser observado a partir do Gráfico 2. Historicamente, os preços dos dois principais petróleos usados como referência no mercado

internacional – o Brent e o WTI, cujos contratos futuros são negociados

nas bolsas de Londres e de Nova York, respectivamente – não costumavam apresentar grandes diferenças entre si. O petróleo tipo Brent apresentava

cotações levemente inferiores às do WTI, considerado de melhor qualidade

(com maior grau API), uma vez que se consegue extrair maior quantidade de derivados leves, os quais são mais valorizados pelo mercado.


Ano 2012

18

Todavia, esse comportamento modificou-se

significativamente em 2011, quando se inverteu a relação de preços (com

o preço do Brent atingindo cotações superiores às do WTI) e o spread começou a aumentar a favor do Brent, tendo, já na segunda quinzena de

janeiro, atingido valores de dois dígitos e, em junho, superado a marca de

US$ 20/bbl. As explicações para essa mudança, do ponto de vista das

restrições de oferta e demanda, estão associadas às pressões de baixa do WTI e a alta do preço do petróleo tipo Brent.

Por um lado, o crescimento significativo dos fluxos de óleo

cru originários do Canadá e do campo de Bakken, em Dakota do Norte em

direção a Cushing16, cidade que é ponto de entrega do petróleo tipo WTI, gerou um excesso de oferta, acarretando pressões baixistas sobre o preço

do WTI, que não se refletiram sobre os preços do Brent. A insuficiência de

oleodutos existentes em Cushing para escoar o óleo em direção ao Golfo

do México fez com que os estoques de petróleo WTI se acumulassem e,

portanto, houve uma sobreoferta do produto. Por outro, uma série de circunstâncias ocasionaram

pressões altistas sobre o preço do Brent, tais como: a interrupção na produção em campos localizados no Mar do Norte, especialmente o

Buzzard; o banimento europeu ao petróleo da Síria em virtude da repressão imposta pelo governo de Damasco às manifestações que exigiam

a queda do regime do presidente Bashar al Assad; a interrupção na

produção Líbia em virtude da guerra civil; a declaração do estado de force majeure17 em razão dos vazamentos e incêndios ocorridos na Nigéria no

mês de junho; e o elevado crescimento da demanda chinesa.

Em virtude do fim da guerra na Líbia e da retomada da

produção no campo de Buzzard, observou-se redução do spread entre Brent e WTI a partir de meados de novembro de 2011, quando passou a

oscilar em torno de US$10/bbl. A expectativa de que as restrições

logísticas na região do Cushing pudessem ser amenizadas fez com que a diferença entre os petróleos dos tipos Brent e WTI no mercado spot encerrasse o ano de 2011 abaixo de 8 US$/bbl. Além disso, ressalta-se

que a Conoco Phillips anunciou que estava vendendo 50% de suas participações no oleoduto Seaway - que liga as instalações de

armazenamento de óleo perto de Cushing, Oklahoma, aos mercados na área de Houston - para as empresas Enbrige, Inc. Esta e a Enterprise Product Partners, que pretendem alterar a direção do fluxo no oleoduto para o sentido norte-sul já no segundo trimestre de 2012, o que aliviaria

16 A cidade, que é ponto de entrega do petróleo WTI, está situada no Estado de Oklahoma no interior dos Estados Unidos. 17 A cláusula de force majeure permite a suspensão de obrigações contratuais, como fornecimento de petróleo e de gás, após acontecimentos imprevistos, sem que a empresa que se utilizou desta cláusula seja penalizada.


Ano 2012

19

parcialmente as restrições de transporte de óleo cru estocado em Cushing para as refinarias localizadas na Costa do Golfo.

1.1.2 Perspectivas do mercado de petróleo para 2012

Por fim, serão apresentadas, sucintamente, algumas

perspectivas do mercado de petróleo para 2012. A IEA divulgou, em dezembro de 2011, mais uma edição de

seu relatório mensal, o Oil Market Report, em que atualizou suas previsões para o mercado de petróleo para 2012. A previsão da demanda mundial de

óleo para 2012 é de 90,3 milhões b/d, superior em 1,5% das estimativas

da demanda em 2011 de 89,0 milhões b/d. De acordo com o relatório,

esta demanda será impulsionada pelo incremento do consumo dos países

emergentes que continuarão a superar o dos países membros da OCDE.

Foi destacado também no referido relatório o fato de que,

nos meses de novembro e início de dezembro de 2011, os mercados futuros de óleo cru enfrentaram pressões antagônicas, havendo, por um

lado, a percepção da escalada do risco associado à crise econômica e, por outro, a crescente percepção de aumento de riscos geopolíticos. Ao mesmo

tempo em que se agravaram as turbulências na zona do Euro – o que

acarreta riscos para a economia mundial e implica possível redução na

demanda de óleo cru –, um possível banimento, por parte da União

Europeia, do óleo cru importado do Irã pressiona os preços positivamente em virtude de dúvidas sobre a disponibilidade de fontes alternativas para

suprir a oferta proveniente daquele país. À época do lançamento do

relatório, os preços futuros do Brent e WTI registravam os valores de

US$ 107/bbl e US$ 98/bbl, respectivamente. No que tange às previsões do comportamento dos preços do

petróleo para 2012, estas vem se revelando bastante conservadoras até o

momento, situando-se em torno do patamar de preços observado em

2011. O Departamento de Energia dos EUA (DOE), por exemplo, prevê que

o preço spot do WTI em 2012 fique por volta de US$ 100,00 o barril, ou seja, US$ 5,00 acima do valor médio de 2011. O Saudi American Bank Group também estimou em US$ 100,00 o preço médio do óleo cru em

2012. Nesse contexto, chama atenção as previsões do Goldman Sachs que estimou em US$ 120,00 o barril do petróleo tipo Brent em 2012, devido às

condições de mercado encontrarem-se estruturalmente altistas. A Tabela 1 sintetiza essas previsões.


Ano 2012

20

Tabela 1 – Previsões dos preços do petróleo do tipo Brent e WTI para 2012 para diferentes instituições (média anual)

Fonte: Instituições elencadas na tabela. Elaboração Própria. 1.2. Preços do Gás Natural no Mercado Internacional

Quanto aos preços do gás natural, estes apresentaram

comportamento atípico em 2011, consolidando-se duas tendências que já

vinham sendo observadas desde 2008: (i) o descolamento no mercado

norte-americano entre os preços do petróleo e do gás natural e (ii) o aumento da divergência entre os preços do gás natural nos principais

mercados regionais do energético. É esta segunda tendência que esta subseção buscará analisar, já que a primeira será analisada na seção I.3

deste Boletim.

Primeiramente, deve-se aqui lembrar que o mercado de gás

natural possui especificidades distintas das observadas no mercado de

petróleo. Isto ocorre devido, principalmente, à baixa densidade calórica apresentada pelo gás natural quando comparado ao óleo cru. Essa

característica faz com que a mesma quantidade de energia sob a forma de

gás ocupe volume 1000 vezes maior que sob a forma de petróleo. Daí que

a indústria de gás natural (IGN) sempre esteve associada a elevados custos de transporte e distribuição quando comparada a outras fontes energéticas, fato que se constituiu no principal limitador da sua expansão

e é um dos motivos de o desenvolvimento da indústria de gás natural estar bastante associado aos mercados nacionais ou regionais (Dahl,

2004; Pinto Jr., 2007). Apesar da redução nos custos referentes ao transporte de

gás natural liquefeito (GNL), que vem sendo verificado nas duas últimas

décadas (ver Gráfico 4), permitir a expansão dessa forma de transporte de

gás e consequente aumento do fluxo deste energético em escala mundial, a forma principal de transporte de gás segue sendo por meio de dutos.

Este fato acaba conferindo ao mercado de gás natural característica

preponderantemente regional, sendo ainda muito precoce falar-se de um mercado mundial do energético.

Brent WTI

DOE - US$ 100

Saudi American Bank Group - US$ 100

Goldman Sachs US$ 120 -


Ano 2012

21

Gráfico 4 - Volume mundial de gás natural comercializado entre

fronteiras

Fonte: BP, 2011.

Atualmente, pode-se discriminar três principais mercados

regionais de gás natural: o norte-americano, o europeu e o asiático. Cada

um desses mercados possui características específicas no que tange a seu

grau de desenvolvimento, de infraestrutura de transporte, de acesso às fontes de suprimento e de dependência de importações. Em função destas

especificidades cada um desenvolveu seus próprios modelos para

precificação do gás natural.

Tradicionalmente as diferenças na forma de precificação do

gás não implicaram em significativas divergências no padrão de

comportamento dos preços nos diferentes mercados. Este fato pode ser, em grande parte, explicado pela forte relação que a indústria de gás

natural guarda com a indústria do petróleo, de forma que por muito tempo, a dinâmica da indústria do petróleo determinou a dinâmica da

IGN. Esta característica acabava por conferir nos diferentes mercados

regionais, certo padrão de similaridade dos preços do gás natural

estabelecidos nos principais hubs18. Os hubs são geralmente operados pelas próprias

companhias proprietárias dos gasodutos que se interconectam naquele ponto de comercialização. Alguns hubs, com o desenvolvimento do

mercado spot, se transformaram em centros de comercialização. Os centros de comercialização se caracterizam por permitir que os agentes

18 O hub pode ser definido como ponto de transferência física, onde vários gasodutos se conectam, sendo possível o redirecionamento de uma quantidade desejada de gás natural de um gasoduto para outro, permitido aos agentes adquirir gás de diversas fontes independentes, assim como transportá-lo a vários mercados (Juris, 1998).

419

748 678

85

227 298

0

200

400

600

800

1000

1200

1993 2008 2010

Bil

hõ

es

m3

Dutos GNL


Ano 2012

22

econômicos comercializem o gás em um espaço físico mais amplo, que

pode incluir mais de um hub. Além disso, o escopo dos serviços oferecidos por esses centros tem se ampliado gradualmente, indo desde serviços de

transferência física de gás para serviços de estocagem, balanceamento e

despacho, entre outros (JURIS,1998), além de oferecerem serviços

administrativos que facilitam o transporte e/ou a mudança de

propriedade do gás natural (EIA, 2004). A presença dos centros de comercialização elimina a

necessidade de contratação de gás e capacidade de transporte desde o

centro de produção até o local de consumo, permitindo aos

transportadores combinar rotas de oferta através de diferentes centros de

comercialização, com o objetivo de diversificar os riscos e reduzir custos

(JURIS, 1998). Como explica Pinto Jr. (2007), os hubs podem ser físicos ou virtuais. O Henry Hub, localizado no estado da Lousiana, é o maior hub do mundo e conecta 12 gasodutos e tem acesso a três reservatórios de

estocagem. As informações referentes às transações efetuadas no hub são acessíveis, servindo o preço como referência tanto para contratos futuros,

quanto para contratos de exportação. O hub Zeebrugge, na Belgica, é também um hub físico, considerado um dos principais mercados de curto prazo da Europa, onde os agentes comercializam o gás natural e os preços

estabelecidos servem de referência para as operações financeiras nos

mercados futuros. Já o NBP (National Balancing Point), da Inglaterra, é

um hub virtual que se refere a um ponto virtual da rede de transporte, onde as transações são realizadas apenas pelos agentes que possuem

contratos para injeção e retirada do gás natural.

O Gráfico 5 mostra os preços do gás natural em diferentes

mercados regionais, considerando os seguintes hubs: NBP, Henry Hub, Zeebruge e o mercado de GNL japonês, no período de 2000 a 2011.


Ano 2012

23

Gráfico 5 - Comportamento dos preços do gás natural no mercado

europeu, asiático e norte-americano – 2000 a 2011

Fonte: Elaboração própria a partir de dados Platts e BP (2011).

A partir da observação do Gráfico 5, verifica-se que a

relação entre os preços do gás natural nos principais mercados

internacionais vêm desde 2008 mostrando sinais de alteração em seu

padrão histórico de comportamento. Até 2008, os preços do gás natural

nos principais hubs tendiam a seguir trajetórias similares com spread entre US$ 1 ou US$ 2,00/MBTU. A partir de 2008, entretanto, este

padrão de comportamento começa a se alterar, o que ficou ainda mais

intenso em 2011, com a ampliação do spread entre os preços do gás natural nos principais mercados regionais, que passaram a seguir trajetórias de preços distintas. Este fato, bem como algumas de suas

implicações, será avaliado na seção 3, mas cabe aqui apontar as principais razões explicativas do comportamento dos preços do gás

natural em 2011 nos principais mercados regionais. Primeiramente, observa-se, a partir do Gráfico 5, que os

preços do gás natural no mercado estadunidense vem mantendo-se desde

2008 no limite inferior em relação aos dos demais mercados, com

tendência a ampliação desse spread, particularmente quando comparado ao mercado asiático. Este padrão de comportamento tem como principal

fator explicativo a atual situação de abundância da oferta de gás natural

no país, abundância esta que por sua vez é atribuída principalmente ao forte desenvolvimento da produção de gás não convencional no país ao

longo dos últimos anos, em especial o gás de folhelho (shale gas) recentemente ocorrido nos EUA. Conforme se verá com mais detalhes na

seção 3 “A revolução do shale gas”, um dos temas da primeira edição

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

US$

/MB

TU

GNL-Japão NBP Henry Hub Zeebrugge


Ano 2012

24

deste Boletim, o crescimento da produção de gás de folhelho nos Estados

Unidos foi possibilitado pelo desenvolvimento de novas tecnologias que

permitiram a produção de gás em campos produtores que anteriormente

eram considerados comercialmente inviáveis.

De acordo com estimativas do Departamento de Energia americano (DOE) publicadas na edição de janeiro de 2012 do seu relatório

Short Term Energy Outlook (STEO), a produção de gás natural em 2011 nos EUA cresceu 7,4% na comparação com o ano de 2010. Em termos

absolutos, o crescimento da produção de 2011 em relação ao ano anterior

foi de 209 milhões de m3/dia, o maior crescimento, em termos absolutos, já ocorrido de um ano para o outro. Os estoques de gás natural também

estão em alta no país, tendo encerrado o mês de dezembro, segundo

estimativas do mesmo relatório, num nível de 9 milhões de m3/dia, nível

recorde para o referido mês19. No referido cenário, os preços do gás

natural mantiveram em 2011 a tendência de queda que já havia

caracterizado também o ano de 2010. O preço do gás natural no Henry Hub, que abriu o ano de 2011 cotado a US$ 4,23/MBTU, fechou cotado a US$ 2,98/MBTU, o que correspondeu a uma redução de 29,55% ao longo do ano.

No que se refere ao mercado asiático, os altos patamares de

preços do gás natural observados nos últimos anos, quando comparado

aos demais mercados, estiveram, em grande parte, associados ao fato de o

modelo de precificação do gás natural estar fortemente atrelado ao comportamento dos preços do petróleo, que vem mostrando movimento

persistente de alta desde 2009, bem como à demanda crescente por GNL

por parte de alguns países asiáticos.

Em 2011, entretanto, verificou-se aumento ainda maior do

patamar de preços do gás no mercado asiático, cuja referência é o preço do GNL, que subiram mais de 30% quando comparado ao ano anterior,

passando de US$ 10,91/MBTU para US$ 14,61/MBTU. Este salto nos preços do GNL pode ser atribuído ao significativo crescimento na demanda japonesa por GNL, após o acidente ocorrido nas plantas de geração de

energia nuclear de Fukushima no leste do Japão na esteira do forte terremoto20 e do subsequente tsunami que atingiu a costa leste do país

em março de 2011.

O efeito imediato da combinação do terremoto e do tsunami sobre o segmento de geração elétrica japonês foi substancial, atingindo a

capacidade de 19,50 GW das usinas de geração térmica e de 13,50 GW

19 Deve-se acrescentar que o crescimento verificado nos níveis de estoque de gás natural no final de 2011 nos EUA, pode ser, em parte, atribuída às temperaturas amenas para essa época do ano verificadas no país e que acabaram por manter o consumo de gás natural em níveis relativamente baixos. 20 O terremoto teve seu epicentro a 72 km da costa leste de Honshu e atingiu 9.0 graus na escala Richter. A maior parte da destruição, entretanto, foi consequência do tsunami que se seguiu ao terremoto e provocou ondas de até 10 metros de altura que atingiram diversas localidades do país.


Ano 2012

25

das de geração nuclear. Em dezembro de 2011, apenas seis reatores

nucleares estavam funcionando no país, com uma capacidade de geração

de energia de 5,64 GW, o que correspondia a 11,5% da capacidade

instalada total do país de geração nuclear (48,96 GW). Deve-se ressaltar

que, antes do acidente, a geração de energia nuclear representava 21% da

capacidade de geração de energia elétrica do país que é de 228,48 GW

(Platts, 2012e). Como consequência do acidente e da destruição ou

paralisação de diversos reatores, houve forte guinada para a geração

termelétrica a gás natural, cuja demanda por parte das 10 maiores

companhias de energia do país registrou crescimento de 32% em relação a

2010, o que acabou pressionando fortemente os preços do GNL no país

(Platts, 2012a).

Por fim, o preço do gás natural na Europa também

apresentou comportamento distinto ao dos outros dois mercados (ver

Gráfico 5), ampliando o spread tanto em relação ao mercado norte-americano quanto do asiático. Embora os preços do energético na região

tenham apresentado elevação, esta se deve muito mais ao fato de os modelos de precificação do gás natural na região ainda encontrarem-se

atrelados ao comportamento dos preços dos derivados de petróleo do que

a razões de restrição de oferta ou aquecimento de demanda.

Pelo lado da demanda, as pressões seriam de baixa, pois o

consumo de gás natural na Europa registrou queda de 11% em 2011, em comparação com o ano anterior (Platts, 2012a), ou seja, a maior já

registrada no continente de um ano para outro. Esta redução no consumo

de gás na região, por sua vez, pode ser atribuída ao seu fraco crescimento

econômico, bem como às próprias condições climáticas observadas no

ano, pois as temperaturas foram bem mais amenas que em anos anteriores. Deve-se aqui apontar que ao contrário do Japão que tem sua

principal forma de abastecimento de gás o GNL, o mercado de gás natural europeu é em grande parte abastecido por meio de gasodutos, tendo como

principal fonte de suprimento o gás da Rússia, embora as importações de GNL venham assumindo importância crescente neste mercado.

Embora haja muitas dúvidas sobre a continuidade da forte

disparidade entre o comportamento dos preços entre os principais

mercados de gás natural no médio e longo-prazo, não só pela possibilidade de equacionamento da oferta de energia no Japão, quanto pela

possibilidade, ainda que parcial, de arbitragem entre os mercados, o

comportamento em 2011 deixou claro que os diferentes modelos de precificação do gás natural e que questões específicas referentes à

dinâmica interna de cada mercado foram os elementos determinantes para explicar a trajetória dos preços do gás natural.


Ano 2012

26

1.3 Fim dos subsídios ao etanol nos EUA

No último dia de 2011, o Congresso dos Estados Unidos, ao

entrar em recesso, não prorrogou a vigência da concessão dos subsídios

dados à indústria do etanol derivado de milho do país21, mais

especificamente no que tange à tarifa do etanol importado22. Após mais de 30 anos de existência23, a um custo para o Departamento do Tesouro dos

EUA e, consequentemente, para os contribuintes norte-americanos, de,

aproximadamente, US$ 6 bilhões por ano. O valor vigente da tarifa, desde

1980, era de US$ 0,54 por galão24, e o do subsídio referente ao Volumetric Ethanol Excise Tax Credit (VEETC) era de US$ 0,45 por galão aos distribuidores de combustível quando da realização da mistura do etanol à

gasolina.

Apesar de ser um tema bastante sensível politicamente, o

fim dos subsídios à indústria do etanol nos EUA já era esperado pelos produtores locais em função da necessidade de reduzir o déficit do

orçamento norte-americano25. Além disso, segundo analistas, a indústria de etanol

estadunidense já estaria suficientemente madura para não depender mais

tanto dos subsídios governamentais. Nesse sentido cabe, por exemplo,

observar que, em 2010, as exportações do biocombustível pelos EUA

foram de 400 milhões de galões e a expectativa para 2011 era de que este volume dobrasse. Este crescimento das exportações foi possibilitado pelo

forte incremento da produção norte-americana de etanol em ritmo

superior ao do crescimento da demanda interna26. Diante deste cenário,

ficou difícil justificar a manutenção dos subsídios no país. Cumpre destacar que as exportações norte-americanas de

etanol crescem, essencialmente, à reboque da disponibilidade do produto,

21

O Congresso norte-americano, ao entrar em recesso no dia 23 de dezembro de 2011, recesso este que perdurou até 31 de janeiro de 2012, não votou a renovação, realizada a cada dois anos, da lei que impunha crédito tributário e tarifa de importação que beneficiavam os produtores de etanol à base de milho dos EUA, cuja vigência terminou no último dia de 2011. 22 Esta tarifa inviabilizava a comercialização, a preços competitivos, do etanol brasileiro no mercado estadunidense, que dispunha de duas alternativas: ou era processado no Caribe e exportado aos EUA sem nenhuma taxação, ou era taxado em US$ 0,54 por galão exportado diretamente aos norte-americanos (ÚNICA, 2010). 23 Os subsídios ao etanol produzido nos Estados Unidos da América foram instituídos em 1979. A tarifa sobre o etanol importado foi criada no ano seguinte. 24 Um galão líquido (EUA) corresponde a 3,7854 litros. 25 Segundo Chuck Beck, integrante da American Coalition for Ethanol – ACE, “havia sinais claros de que a política de subsídios não teria continuidade. Estamos nos preparando para isso há alguns meses, avisando a nossos membros. Com as preocupações fiscais do Congresso, é pouco provável um retorno dessas práticas” (O GLOBO, 2011a). 26 Os EUA são os maiores produtores e exportadores de etanol combustível do mundo, à frente do Brasil. A produção norte-americana de etanol, em 2011, foi de cerca de 52 bilhões de litros, enquanto a brasileira foi de 22,8 bilhões de litros. Os dois países detêm, juntos, mais de 80% da produção mundial. Disponível em 21/03/2012 em http://www.gasbrasil.com.br/noticia/noticia.asp?NotCodNot=53567.


Ano 2012

27

e não em função da relação de custos face aos demais países produtores.

As exportações de etanol se constituem, deste modo, numa janela de

oportunidade vis-à-vis a necessidade de manter o crescimento do setor.

Apesar da necessidade do governo norte-americano de

cortar gastos, a decisão do Congresso dos EUA não chega a eliminar a

totalidade dos incentivos ao etanol, pois parte do dinheiro pago aos

distribuidores por meio do VEETC seria redirecionado para subsidiar o desenvolvimento de outros tipos de etanol, como o de celulose, bem como

poderá ser utilizado para viabilizar a instalação de novas bombas de

combustível nos postos revendedores, a fim de facilitar a comercialização

de gasolina com nível de etanol superior a 10%.

De acordo com David A. Swenson, da Universidade de Iowa,

estado onde se concentra a maior parte do lobby agrícola do etanol de milho, o impacto da redução/eliminação dos subsídios na oferta interna

de etanol ocorreria apenas no curto prazo, pois a National Renewable Fuels Standard (Norma de Combustíveis Renováveis) determina volumes crescentes obrigatórios de etanol a serem adicionados à gasolina pelos

distribuidores de combustíveis até 2022 e, assim, garantiria a demanda e seguraria o nível de preços do biocombustível27.

Adicionalmente, em decorrência da extinção dos subsídios

dados à indústria do etanol derivado de milho do país, espera-se que, no

curto prazo, os preços da gasolina comercializada pelos postos

revendedores dos EUA registrem incremento em função da participação do etanol combustível em sua composição.

Paralelamente, a eliminação da tarifa sobre as importações

também não deve representar, a curto prazo, ameaça à produção norte-

americana de etanol de milho, uma vez que sua principal concorrente, a

produção brasileira de etanol de cana-de-açúcar, está passando por fortes limitações em virtude dos preços elevados do açúcar no mercado

internacional, que ao estimularem a exportação deste, geram maior produção de açúcar em detrimento do etanol.

Como indica o Gráfico 6, a seguir, a produção brasileira de etanol combustível apresenta tendência declinante desde a safra 2008/2009, enquanto que na estadunidense constata-se tendência

permanente de crescimento, suplantando a nacional em 2006 e,

consequentemente, se tornando a maior do mundo.

27 O presidente da Poet, LCC (maior produtora norte-americana de etanol), Jeff Broin, afirmou recentemente: “O etanol é hoje capaz de competir com a gasolina sem o crédito tributário” (O GLOBO, 2011a).


Ano 2012

28

Gráfico 6 – Evolução das produções de etanol combustível nos EUA (2001 a 2011) e no Brasil (safras de 2001/2002 a 2011/2012), em

bilhões de litros

* Estimativa. Fontes: Ministério da Agricultura, Pecuária e Abastecimento e U.S. Energy Information Administration – Elaboração própria.

Some-se a isso, um cenário de insuficiência de oferta de

etanol no mercado brasileiro ocasionado pela carência de investimentos e

quebra da safra, em um contexto de aumento contínuo da participação

dos carros flex fuel na frota de veículos. Diante disso, pelo menos por enquanto, a indústria norte-

americana do combustível não parece tão preocupada com a concorrência

do etanol brasileiro. Christopher Thorne, diretor da Growth Energy, conglomerado de produtores de etanol dos EUA, afirmou que “o etanol norte-americano é competitivo, não há receio em relação a um mercado

aberto. Nossa posição é a de que, se tivermos acesso ao mercado, podemos

competir.” Para Chuck Beck, da American Coalition for Ethanol (ACE), ainda é cedo para avaliar o impacto do fim dos subsídios para a indústria norte-americana, mas não haveria razões para temer a competição

brasileira (O GLOBO, 2011a).

Ao observar o Gráfico 7, a seguir, nota-se que os preços médios mensais de referência de etanol anidro combustível nos mercados

brasileiro e estadunidense, entre julho de 2010 e dezembro de 2011,

apresentaram trajetórias relativamente similares durante todo o período analisado, excetuando-se o período compreendido entre março e junho de

2011, quando se observa um forte descolamento na trajetória de variação

do produto brasileiro, até atingir o pico de US$ 1,495 por litro em abril. Ademais, verifica-se que, a despeito da queda de cerca de

20% ocorrida nos preços médios mensais de referência nos EUA no mês de dezembro de 2011, há uma tendência crescente, no período analisado,

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50

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2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011*

bil

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es

de

litr

os

Brasil Estados Unidos da América

2001/02 02/03 03/04 04/05 05/06 06/07 07/08 08/09 09/10 10/11 11/12 Safra


Ano 2012

29

dos preços médios tanto nos EUA quanto no Brasil. Além disso, nota-se

que os preços no Brasil se mantiveram superiores aos norte-americanos

ao longo de todo o período, excetuando-se somente o preço de novembro

de 2011 verificado na New York Harbor.

Gráfico 7 – Comportamento dos preços médios mensais de referência de etanol anidro combustível no Brasil e nos EUA, entre julho de

2010 e dezembro de 2011 (US$/litro)

Fonte: Elaboração própria a partir de dados do Platt's e do Centro de Estudos Avançados em Economia Aplicada – CEPEA/ESALQ/USP.

Entretanto, o combustível oriundo da cana-de-açúcar possui grandes vantagens comparando-se com o produzido a partir do

milho: além de possuir custo de produção menor, foi o único etanol

classificado pela U.S. Environmental Protection Agency (Agência de Proteção Ambiental dos EUA) como “biocombustível avançado”, por lançar à atmosfera 90% menos gás carbônico se confrontado à gasolina28, e é reconhecido como o melhor biocombustível do mundo em função do

menor índice de emissão de gases causadores do efeito estufa.

Adicionalmente, à produção do etanol de milho é atribuída, por muitos, a alta dos preços de alimentos, uma vez que a expansão da lavoura de milho

nos EUA é direcionada à maior produção do biocombustível. Essas e

outras características, apresentadas parcialmente na tabela a seguir, viabilizam uma ótima oportunidade comercial para o etanol brasileiro

28

Até 2022, a legislação federal norte-americana determina que 57% do etanol consumido no país sejam classificados como "avançado". Atualmente, somente o etanol produzido a partir da cana-de-açúcar satisfaz esta condição.

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US$/litro

Etanol Anidro (São Paulo) Ethanol Chicago Spot Ethanol NYH Barge Month 1


Ano 2012

30

pois, mais uma vez, vários países se comprometeram perante a ONU29 a

baixar suas emissões de gases poluentes, que são lançados em

abundância à atmosfera, por exemplo, por veículos movidos a

combustíveis fósseis.

Tabela 2 – Comparação entre algumas características do etanol produzido a partir do milho e a partir da cana-de-açúcar

Fonte:

http://planetasustentavel.abril.com.br/noticia/energia/conteudo_346216.shtml

Todavia, a extinção da tarifa de importação, além de

permitir um nível de concorrência mais equilibrado entre os diferentes tipos de etanol no mercado norte-americano, contribuir para a redução no

déficit orçamentário estadunidense e aumentar os benefícios ambientais,

pode causar elevação nos preços do etanol e da gasolina comercializados

no Brasil, pois cria incentivos à exportação do primeiro em direção aos EUA30. Cabe ressaltar que, em 2011, em um momento de oferta interna do

produto insuficiente para atender, simultaneamente, à demanda

proveniente do aumento da frota de carros flex fuel, de forma economicamente vantajosa aos consumidores, e da adição atual de 20%

de etanol anidro à gasolina A, o Brasil importou o biocombustível, principalmente, dos Estados Unidos31.

29

17ª Conferência das Partes da Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima, realizada na África do Sul entre 06 e 11 de dezembro de 2011. 30 Com o término da tarifa de importação sobre o etanol brasileiro, as exportações podem atingir um volume de 15 bilhões de litros até o ano de 2022. Hoje, somente 6% da produção brasileira é exportada, dos quais 60% são destinados aos EUA (O GLOBO, 2011b). 31 Segundo dados divulgados pela Secretaria de Comércio Exterior (Secex), o Brasil importou 1,14 bilhão de litros de etanol em 2011, dos quais 96,7% provenientes dos EUA.


Ano 2012

31

2. A CRESCENTE DEMANDA CHINESA POR PETRÓLEO E SEUS IMPACTOS SOBRE OS PREÇOS INTERNACIONAIS DA COMMODITY

Esta seção trata dos impactos da crescente demanda por

petróleo pela China sobre os preços do petróleo, que desde 2008 tem se revelado ainda mais importante, devido à deflagração da crise econômica

nos principais economias desenvolvidas, que redundou em queda

absoluta no consumo da commodity. Em 2011, esse cenário não se alterou, e a China continuou a desempenhar, de forma direta e indireta,

papel destacado no comércio mundial de petróleo. Compreender mais

detidamente esse processo recente constitui o objetivo desta seção.

2.1 Introdução

Neste início de século, a ascensão da China ao posto de um

dos principais atores na economia e na arena geopolítica internacionais tem sido notória. Se antes a sua proeminência fica adstrita ao gigantismo

das suas dimensões territoriais32 e pelo elevado contingente

populacional33, atualmente o dragão asiático exerce papel decisivo no

ritmo de crescimento da economia mundial. Com mais de três décadas de crescimento acelerado – de 9,7% anual médio no período34 – a China

passou para condição de 2ª maior economia do planeta, somente atrás

dos Estados Unidos35, e projeta-se que o país reassumirá o posto número

um já em 201836, que fora perdido em 1870 no curso da 2ª Revolução

Industrial (MADDISON, 2007).

32 Em extensão territorial, a China ocupa a 3ª posição, atrás de Rússia e Canadá. 33 Segundo dados de Banco Mundial, em 2010, a população da China situou-se ao redor de 1,3 bilhão de pessoas. 34 Calculado a partir da base de dados do Banco Mundial, utilizando-se a série de evolução do PIB da China a valores constantes em moeda local de 1978 a 2010. 35 Tanto nos critério de PIB em dólares quanto em paridade de poder de compra (PPC). Deve-se frisar que em segundo outros indicadores, a China já supera os Estados Unidos, tais como: consumo de aço (1999), telefones celulares (2001), exportações (2007), investimento em capital fixo (2009), produção industrial, consumo de energia, vendas de veículos e patentes detidas por residentes (2010). Do mesmo modo, segundo outros indicadores, ainda os Estados Unidos continuam à frente: vendas no varejo, com previsão de superação pelos chineses em 2014, importações (2014), consumo das famílias (2023) e gastos em defesa (2025) (THE ECONOMIST, 2011). 36 Segundo previsões do Fundo Monetário Internacional (FMI), em US$. Na página virtual da revista The

Economist, é possível com base nas suas próprias estimativas de crescimento do PIB, inflação e taxa de câmbio (RMB/US$) calcular quando o PIB da China será maior que os dos Estados, em dólares norte-americanos. Se a China crescer 7,75% em média na próxima década, e os Estados Unidos 2,5%, as taxas de inflação (assumida aqui como o deflator do PIB) situarem em 4% e 1,5%, respectivamente, e ainda se o renminbi (nome da moeda chinesa, cuja tradução é “moeda do povo”) apreciar-se em média 3% em relação ao dólar estadunidense, em 2018 os Estados Unidos já não serão mais a maior economia mundial. Simulação disponível em www.economist.com/chinavusa (THE ECONOMIST, 2011).


Ano 2012

32

Assim, o aumento do peso da economia chinesa em relação

ao PIB global, bem como a manutenção das suas elevadas taxas de

crescimento37, traduziu-se em expressivo peso do país no incremento do

PIB mundial, conforme ilustrado no Gráfico 8.

Gráfico 8 - Evolução da participação da China, Estados Unidos e países da OCDE no incremento anual do PIB mundial (PIB em PPP de

2005) (em %) – 1983-2010

Fonte: Base de dados do Banco Mundial. Elaboração Própria.

Não obstante, o papel relevante desempenhado pela China na seara global não está restrito apenas ao aumento da participação do

país no incremento do PIB mundial. Deve-se ressaltar ainda que o

processo de crescimento chinês esteve associado a uma crescente

internacionalização da sua economia. Em 1978, a corrente de comércio exterior representava apenas 14% do PIB, e em 2009 esse percentual

atingia 44%38. Desse modo, a China tornou sua economia mais integrada

à economia internacional, o que por si só aumenta a capacidade de

impactar – dado o seu peso expressivo no PIB mundial– e de ser

impactado pelas vicissitudes da economia mundial. Em função da escassez de terras aráveis39 – a despeito da

sua extensa dimensão territorial – e de vários recursos naturais

relativamente ao seu tamanho populacional, a China tem recorrido

crescentemente às importações de bens agrícolas e de recursos naturais para fazer frente ao acelerado processo de crescimento econômico40, 37 Acerca do papel exercido pela China, em conjunto com os Estados Unidos, no ciclo de crescimento da economia mundial anterior a crise de 2008, ver Silva (2004). 38 Dados do Banco Mundial. 39 Segundo dados do Banco Mundial, as terras aráveis corresponderam cerca de 12% da área total. 40 Com o crescimento econômico da Ásia, eleva-se a demanda de milho e soja em função do aumento da participação da proteína animal na dieta alimentar. “A importância econômica do milho é caracterizada pelas diversas formas de sua utilização, que vai desde a alimentação animal até a indústria de alta tecnologia. Na realidade, o uso do milho em grão como alimentação animal representa a maior parte do consumo desse

68,1%

62,8% 63,1%59,5%

56,7%

64,4% 65,3%68,9%

46,4%

73,0%

46,5%

66,2%

54,4%

49,8%53,5%

66,4%

62,2%

53,6%

41,3%37,5%

32,8%

37,5%

33,4% 33,5%

28,5%

-6,3%-10%

10%

30%

50%

70%

90%

1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 -2010

OCDE Estados Unidos China

50,6%


Ano 2012

33

sobretudo após a sua entrada na Organização Mundial do Comércio

(OMC) em 200141. Dentre o rol das commodities, podemos destacar o petróleo, cujo consumo em trajetória exponencial tem sido assegurado

através do suprimento de importações, mesmo a China situando-se entre

os quatro maiores produtores da commodity42. O escopo deste trabalho é justamente analisar o impacto da crescente demanda chinesa por petróleo

sobre os preços internacionais do produto, num contexto institucional em que as negociações ocorrem crescentemente nos mercados futuros e de

opções – e com influências significativas sobre os preços spots - e diante de um cenário de crescimento da economia mundial bastante atrelado ao

ritmo da atividade dos países emergentes, dadas as incertezas quanto ao

rumo das economias desenvolvidas.

Esta seção contempla a análise de três questões

fundamentais. A primeira delas refere-se à dependência externa da China

para suprir a demanda interna de petróleo e, portanto, garantir o

abastecimento dessa fonte de energia de tal modo a não inviabilizar o ritmo de crescimento da economia. A segunda trata dos principais fatores

capazes de afetar a demanda chinesa por petróleo, tais como: o próprio ritmo de crescimento econômico, o padrão de crescimento, a política de

preços dos derivados e a utilização de combustíveis alternativos. A

terceira está associada ao impacto da crescente demanda da China por

petróleo no mercado internacional sobre os preços dessa commodity, tendo em vista as condições estruturais desse mercado.

2.2 Dependência externa de óleo cru e impacto no mercado internacional de petróleo

Um dos maiores desafios para a China neste século é

assegurar o suprimento energético, de forma a garantir a continuidade do seu processo de desenvolvimento econômico. Contudo, como o

crescimento da demanda de petróleo diferentemente, por exemplo, do carvão, não pode ser suprido pela oferta doméstica43, a China tem sido

levada a recorrer crescentemente às importações de óleo cru.

cereal, isto é, cerca de 70% no mundo. Nos Estados Unidos, cerca de 50% é destinado a esse fim, enquanto que no Brasil varia de 60 a 80%, dependendo da fonte da estimativa e de ano para ano” (CRUZ, 2012). www.cnpms.embrapa.br/publicacoes/milho/importancia.htm. 41 Os dados do Banco Mundial mostram que a tarifa alfandegária média, ponderada pelo volume importado, aplicada sobre as importações de produtos primários caiu de 19,29% para 5,74% em 2003, e prosseguindo em trajetória declinante, alcançou 1,82% em 2010. Ademais, a ampliação das quotas de importação para as commodities agrícolas foi generalizada e expressiva até 2006 (PRATES, 2007). 42 Segundo dados do EIA, a China ocupa a 4ª posição, atrás apenas, nessa ordem, de Arábia Saudita, Rússia e Estados Unidos, e ficando a frente de países como Irã (5ª), Canadá (6ª), México (7ª), Emirados Árabes Unidos (8ª) e Brasil (9ª). 43 Nos últimos anos, a China tornou-se importador de carvão, mas isso se deve mais a problemas relativos à fixação do preço da energia elétrica, bem como dificuldades logísticas para o transporte das regiões


Ano 2012

34

O Gráfico 9 apresenta a evolução comparativa da produção de

petróleo nos Estados Unidos, na China e no Brasil de 2001 a 2010.

Gráfico 9 - Evolução da produção de petróleo nos Estados Unidos, China e Brasil (em mil barris/dia) (2001-2010)

Fonte: BP Statistical Review of World Energy 2011; para o Brasil, ANP/SDP, conforme

o Decreto n° 2.705/1998. Elaboração Própria.

Como podemos notar, a produção de petróleo na China, da ordem de 4 milhões de barris/dia, corresponde atualmente mais da

metade da produção norte-americana (de pouco acima de 7 milhões de

barris/dia) e o dobro da produção brasileira (de cerca de 2 milhões de

barris/dia).

A China tem envidado esforços para aumentar a produção

de petróleo, tanto na exploração offshore na Baía de Bohai e no Mar Sul da China, quanto na onshore no interior do país, mas o problema é que os principais campos terrestres, como Daqing e Shengli, cuja exploração foi iniciada ainda nos anos 60, passarão a apresentar queda de produção

significativa nos próximos anos (EIA/DOE, 2010). A expectativa do

governo chinês é que, assim, a produção de petróleo cresça lentamente nos próximos vinte anos (C1 ENERGY, 2011b).

Concomitantemente, o consumo chinês manteve-se em

ascensão, com aceleração da taxa de crescimento a partir de 2003 (Gráfico 10), e a oferta interna passou a ser suprida por importações, em volumes

cada vez mais expressivos em um período de preços elevados do petróleo

no mercado mundial.

produtoras até as térmicas, do que um problema estrutural de oferta, haja vista que a China possui a terceira maior reserva de carvão do mundo (EIA/DOE, 2010).

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Estados Unidos China Brasil


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35

Gráfico 10 - Evolução da produção e do consumo de petróleo e de condensados de gás natural na China – em mil barris/dia (1980 a

2010)

Fonte: Base de dados do EIA/DOE. Elaboração Própria.

Em um cenário de crescimento lento da produção e

ritmo acelerado de aumento da demanda de petróleo, a China passou da

condição de exportadora para importadora de petróleo desde 1993. Além disso, a dependência chinesa de petróleo importado tem crescido

velozmente ano após ano. Atualmente, 55% do consumo doméstico é

suprido por meio de importações, o que tem colocado grandes desafios no

tocante à segurança energética do país44. O Gráfico 11 exibe as taxas anuais de crescimento do

consumo de petróleo na China, nos Estados Unidos e no mundo para o

período de 2002 a 2010.

44 Outro ponto de fragilidade, do ponto de vista geopolítico, é que grande parte do petróleo importado passa pelo Estreito de Malaca (EIA/DOE, 2011b).

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1980

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2008

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2010

Consumo Total de Petróleo Produção Total de Petróleo

Importações Líquidas


Ano 2012

36

Gráfico 11 - Evolução das taxas anuais de crescimento do consumo de petróleo no mundo, Estados Unidos e China (em %) (2002-2010)

Fonte: BP Statistical Review of World Energy 2011. Elaboração Própria.

De acordo com o Gráfico 11, observa-se que o consumo de

petróleo pelos chineses cresceu em ritmo bem acima do consumo

mundial, ao passo que o consumo norte-americano moveu-se de uma

situação de crescimento lento no período de 2002 a 2005 para de queda absoluta no consumo entre 2006 e 2009, com recuperação parcial em

2010. Destaca-se ainda que os picos de crescimento da demanda chinesa

por petróleo em 2004 e em 2010 estiveram associados aos racionamentos

de energia elétrica vivenciados pelo país, uma vez que mais óleo

combustível e diesel passaram a ser demandados para geração de eletricidade.

Diversos fatores podem explicar o comportamento da

demanda de petróleo, entre os quais destacamos: a expansão do setor de

transporte e a forte correlação entre o crescimento acelerado e o consumo de petróleo.

� Setor de transporte O setor de transporte é o principal responsável pelo

crescimento incremental do consumo de derivados de petróleo na China.

Um dos fatores estruturais que explicam essa forte interdependência é o processo de migração da população situada no campo para as cidades, na

busca de empregos e melhores salários. Isso porque nas cidades a

necessidade de deslocamento - seja para o trabalho ou para acessar o conjunto de serviços disponíveis tipicamente num centro urbano -

0,57%1,38%

3,49%

0,34%-0,55% -0,03%

-5,72%

-3,73%

2,01%

8,29%9,68%

16,75%

3,05%

7,11%

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10,43%

1,25%1,99%

3,76%

1,57% 0,99%1,73%

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-10,00%

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20,00%

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Estados Unidos China Total


Ano 2012

37

aumenta consideravelmente45. De 2000 a 2010, a população urbana

chinesa passou de cerca de 450 milhões para 600 milhões de pessoas,

representando assim quase 45% do total de habitantes46, e espera-se que

esse percentual atinja 57% em 2020, segundo o National Development and Reform Commission (NDRC)(PLATTS, 2011d). Soma-se a isso ainda o fato de população em idade ativa ter passado de 67,5%, em 2000, para 72,4%

em 2010, o que implica também em aumento da demanda por transporte e, por conseguinte, por petróleo.

Em função da crescente demanda por locomoção, o governo

chinês tem aumentado os investimentos na infraestrutura de transportes,

seja em rodovias e pavimentação, seja no transporte coletivo, como metrô

e trens (CONGRESSIONAL BUDGET OFFICE–EUA, 2006). Além disso, o

aumento contínuo dos níveis de renda colabora para impulsionar

aquisição de veículos para transporte individual, bem como eleva a

circulação de mercadorias por meio do modal rodoviário.

Segundo EIA, não só na China, mas também nos demais países em desenvolvimento, a tendência de elevação do consumo

de petróleo está sendo alavancada, sobretudo, pelo crescimento expressivo do setor de transporte, conforme as previsões para o período de 2007 a

2030 registradas no Gráfico 12.

45 Com o crescimento das cidades, as áreas centrais passam a ser mais valorizadas, o que desloca os trabalhadores para residirem em áreas afastadas e, por isso, mais baratas. Porém, como os empregos tendem a permanecer nas regiões centrais, há um aumento da necessidade de transporte na locomoção da casa para o trabalho (PLATTS, 2011d). 46 Dados do Banco Mundial.


Ano 2012

38

Gráfico 12 - Previsões do aumento do consumo de petróleo por categoria de uso (em mtoe) – (período de 2007 a 2030)

Fonte: http://205.254.135.7/conference/2011/pdf/presentations/Sandalow.pdf

� Elasticidade-renda da demanda

A interdependência entre a evolução da economia chinesa e do consumo de petróleo, particularmente, no período de 2002 a 2010,

pode ser observada a partir das taxas anuais de crescimento dessas duas

variáveis, conforme apresentado no Gráfico 13.

Gráfico 13 – Evolução das variações do PIB e do consumo de petróleo para a China (em %) (1981-2010).

Fonte: NBS47 e EIA/DOE. Elaboração Própria.

47 National Bureau of Statistics of China.

-10,00%

-5,00%

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5,00%

10,00%

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20,00%

1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Variação PIB (%) Variação Consumo Petróleo (%)

Transporte

Uso não energético

Indústria

Geração de energia

Outros

China

Índia

Oriente Médio

Outros Ásia

OCDE Pacífico

OCDE Europa

Leste Europeu/Eurásia

África

América Latina

OCDE América


Ano 2012

39

Apesar de a correlação não ser perfeita, ainda mais para os

mesmos instantes do tempo, pode-se notar uma correspondência entre as

duas variáveis, o que serve de mais uma evidência de que a manutenção

de um ritmo acentuado de crescimento do PIB para os próximos anos

requer incremento da oferta interna de petróleo. Os picos de elevação da

demanda por óleo cru em 2004 e em 201048 podem ser explicados pelo

aumento da demanda de óleo combustível e diesel para geração de energia elétrica em face os racionamentos (EIA, 2011a), os quais contribuiriam

para elevação da volatilidade mensal da demanda. É importante lembrar

que na China o carvão é principal fonte primária de energia,

representando cerca de 80% da matriz energética do país. Assim sendo,

ajustes ainda que temporários que levem a um aumento da participação

do petróleo como insumo para geração elétrica podem resultar em

aumentos surpreendentes da demanda aparente de óleo cru.

Com o consumo chinês de petróleo praticamente dobrado

na década de 2000, sem que a produção interna de petróleo acompanhasse tal ritmo, o dragão asiático passou a deter uma

participação cada vez maior das importações líquidas de óleo cru em relação às importações mundiais, como ilustrado no Gráfico 14.

48 No último trimestre de 2010, para que fossem cumpridas as metas estabelecidas pelo governo central no 11° Plano Quinquenal, vários governos locais passaram a racionar energia elétrica fazendo uso de blecautes periódicos. Isso fez com que os empresários fossem forçados a utilizar geradores a diesel, comumente utilizados como mecanismo de back-up, para que continuassem a operar, o que acabou resultando em escassez de diesel em várias províncias e, em face das limitações de refino doméstico à época, numa elevação das importações de diesel (EIA/DOE, 2011a).


Ano 2012

40

Gráfico 14 - Evolução da participação das importações líquidas de óleo cru e condensados de gás natural dos Estados Unidos e China em relação às importações mundiais totais (em mil barris/dia) – 1993 a

2009

Fonte: Base de dados do EIA/DOE. Elaboração Própria.

Observamos assim que depois da participação chinesa nas

importações líquidas totais de óleo cru ter saltado de 1% em 1993, quando o país passou a depender de importações para garantir o consumo

doméstico, para 3,5% em 2002, desde então a participação chinesa

comportou-se em trajetória sempre ascendente, alcançando 9,2% em

2010. No que se refere aos Estados Unidos, sua participação no período

analisado quase não sofreu modificações em termos relativos, mantendo-se em geral pouco acima do patamar dos 20%. Com isso, a China passou

a apresentar, como também ocorre em relação ao consumo de petróleo, participação equivalente à metade das importações dos Estados Unidos.

Para suprir sua demanda por petróleo, a China aumentou consistentemente as suas compras do Oriente Médio. Em outubro de 2011, a China já importara 11,9 milhões de toneladas, o que correspondia

a 57% das compras totais neste mesmo mês. No acumulado de janeiro a

outubro de 2011, as importações oriundas dessa região já haviam somado 106,68 milhões de toneladas, um incremento de 15% se comparado ao

mesmo período de 2010, e representando 51% do total das importações de

óleo cru. Segundo a C1 ENERGY (2011a), as refinarias chinesas têm mostrado maior interesse pelo petróleo do Oriente Médio dada a melhor

performance do óleo em relação aos do Oeste da África. Dessa maneira, de

janeiro a outubro de 2011 as importações de petróleo da África somaram cerca de 50 milhões de toneladas, o que representa uma queda de 16% em

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

1,0% 0,8% 1,0% 1,3%1,9% 1,5% 2,0%

3,6% 3,4% 3,5%4,4%

5,6% 5,9%6,6%

7,3%8,1%

9,2%

20,8% 21,2% 21,4% 21,3%22,1%

23,0% 23,5%23,0% 23,3% 23,1% 23,5% 23,2% 23,0% 22,8% 22,5% 22,2%

21,3%

China EUA


Ano 2012

41

relação ao mesmo período de 2010, passando assim a contar por 24% das

importações totais de óleo cru realizadas pela China.

Cabe ressaltar que outros países emergentes também

apresentaram percentuais elevados de crescimento do consumo mundial,

como ilustrado no Gráfico 15. Entretanto, se considerarmos que a China é

o principal motor da economia mundial, e que uma eventual

desaceleração pode trazer efeitos negativos sobre as economias dos países emergentes, particularmente aquelas com fortes interações comerciais

com o dragão asiático, a participação chinesa – direta e indireta - na

demanda incremental de petróleo torna-se ainda mais relevante.

Gráfico 15 - Participação no incremento anual do consumo mundial de petróleo para China e grupo de países selecionados – em mil barris

dia – (1990-2010)

Fonte: BP Statistical Review of World Energy (2011). Elaboração Própria.

Ao observar o Gráfico 15, fica evidente a grande queda do

consumo de petróleo dos países da OCDE nos anos de 2008 e 2009,

apresentando em 2010 diminuto aumento em face ao perdido no biênio anterior. Deve-se destacar, no entanto, que antes mesmo da crise os

países da OCDE, estes já vinham apresentando em 2006 e 2007 queda

absoluta do consumo de petróleo, que apenas se aprofundou a partir da crise mundial de 2008. No tocante aos países fora da OCDE com exceção

da China, nota-se que enquanto nos anos 90 a contribuição incremental,

salvo alguns anos, foi bastante baixa, já nos anos 2000 há um forte predomínio desses países na alavancagem do consumo mundial de

petróleo, em conjunto com a China.

Uma vez compreendido o papel cada vez mais relevante do desenvolvimento da economia da China no mercado internacional de

petróleo, avaliemos agora as condições da sustentabilidade do atual

-2.500

-1.500

-500

500

1.500

2.500

3.500

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

OCDE Não-OCDE menos China China


Ano 2012

42

padrão de crescimento da China, bem como outros fatores, que hoje

interferem e podem continuar a interferir na expansão do consumo de

petróleo.

2.3 Fatores capazes de afetar ritmo de crescimento da demanda chinesa de óleo cru

a) Crescimento da economia chinesa e padrão de crescimento;

Indubitavelmente, o exitoso processo de crescimento

econômico alcançado pela China nas últimas três décadas pode ser

considerado um dos fatores fundamentais que atuou no sentido de

ampliar o consumo de petróleo. Analisar, ainda que sucintamente, as

dificuldades que se colocam para o prosseguimento nesta trajetória, bem

como os impactos do padrão de crescimento adotado sobre o consumo de

petróleo, é um dos objetivos desta subseção. O Gráfico 16 mostra a evolução das taxas anuais de

crescimento do PIB chinês no período de 1978 a 2011.

Gráfico 16 - Evolução das taxas de crescimento anuais do PIB chinês (em %) – (1978-2011)

Fonte: Banco Mundial e NBS. Elaboração Própria.

Esse padrão de crescimento, na última década, foi

impulsionado, essencialmente, pela expansão das exportações e pelo aumento expressivo dos investimentos, padrão este que se aprofundou

pós-crise, o que inclusive levanta questões no presente acerca da

sustentabilidade da trajetória atual de crescimento chinês diante da perda constante de participação do consumo das famílias na demanda total.

11,7

7,6

7,8

5,2

9,1

10,9

15,2

13,5

8,8

11,6

11,3

4,1

3,8

9,2

14,214

13,1

10,9

10

9,3

7,87,6

8,4 8,39,1

10 10,1

11,3

12,7

14,2

9,69,2

10,3

9,2

0

2

4

6

8

10

12

14

16

1978

1979

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011


Ano 2012

43

Em que medida o prosseguimento do atual padrão de

crescimento – apesar da fragilidade desta estratégia – pode repercutir

sobre a demanda de petróleo?

O crescimento da economia chinesa sustentado pela

expansão dos investimentos, elevando a demanda de produtos intensivos em energia elétrica como aço e cimento, aumentam as chances de

ocorrência de racionamentos de energia, com riscos assim de aumentos súbitos da demanda de derivados de petróleo para acionamento de

geradores, o que, por sua vez, tender a exercer maior pressão no mercado

internacional de petróleo, com repercussões sobre os preços do petróleo. De fato, a manutenção do atual padrão de crescimento atuaria no sentido

de aumentar as chances de variações abruptas nas importações chinesas

de petróleo, contribuindo assim para aumentar a volatilidade mensal da

demanda mundial de petróleo – tendo em vista que a China é segundo

maior importador mundial da commodity-, com possíveis efeitos sobre os preços do óleo cru cotados no mercado internacional.

Por outro lado, medidas que visassem a aumentar o

consumo das famílias poderiam, do mesmo modo – na falta de outras medidas restritivas – incentivar ainda mais a aquisição de veículos de uso

pessoal, o que aumentaria a demanda de gasolina, criando novas pressões

de demanda por óleo cru no mercados internacionais da commodity. Assim, a mudança no padrão de crescimento poderia significar, ceteris paribus, em maior demanda firme por petróleo.

b) Política de Preços dos Derivados;

As autoridades chinesas, em função da crescente dependência de óleo cru importado, e diante de uma estrutura de mercado

em que refinarias privadas – conhecidas como “teapots”49 – detêm cerca de 15% da capacidade de refino do país (REUTERS, 2008), estão

pressionadas a adotarem uma política de preços de derivados mais

conectadas com as cotações do mercado internacional. Porém, os

incentivos políticos para o controle dos preços - sobretudo em contextos de inflação elevada e de aumento dos preços do petróleo no mercado

internacional50 – tendem a fazer com que o governo estabeleça preços no

mercado nacional inferiores aos prevalecentes no mercado internacional. Ressalta-se que os preços de combustíveis são de extrema

relevância para contenção das pressões inflacionárias, seja diretamente -

tanto pela participação dos combustíveis no índice de preços quanto pela

49 Este apelido se deve ao fato de tais refinarias serem geralmente de pequeno porte e se utilizarem de tecnologia básica (REUTERS, 2008). 50 Estes dois fatores tendem sempre a ocorrerem em conjunto, já que a inflação chinesa é bastante influenciada pelos preços das commodities, os quais possuem elevada correlação com os preços do petróleo (UNCTAD, 2011).


Ano 2012

44

composição dos custos de produção e de transporte dos bens

comercializados - seja indiretamente, através da contenção das

expectativas inflacionárias, pela ampla visibilidade desses preços por parte

dos agentes econômicos.

O governo chinês não regula os preços dos derivados,

porém o fato de o país contar com duas grandes empresas estatais

integradas verticalmente e responsáveis por quase a totalidade da produção de petróleo permite às autoridades governamentais definir os

preços dos derivados num patamar abaixo do custo marginal de cada

produto (XU e WOLAK, 2009)51.

A China Petroleum & Chemical (Sinopec) é a maior empresa de refino na China, responsável por mais de 40% da produção de gasolina

em 2005. Além disso, a Sinopec detém pouco menos de 70% do mercado

varejista e 51% da capacidade de refino no país, ao passo que a China National Petroleum Corporation (PetroChina) detém participações de 30% e 36%, respectivamente (XU e WOLAK, 2009). Já o órgão governamental chinês responsável por supervisionar os preços da gasolina e do diesel é a National Development and Reform Commission (NDRC52).

No primeiro semestre de 2008, diante da escalada dos

preços do petróleo cotado nos mercados financeiros internacionais, os

preços dos combustíveis na China ficaram sensivelmente defasados em

relação aos praticados nos demais países (THE ECONOMIST, 2009).

Porém, com a eclosão da grave crise internacional em outubro do mesmo ano, bem como com a sua repercussão sobre as principais economias ao

longo de 2009, as autoridades chinesas aproveitaram o cenário

deflacionário para estabelecer uma política de reajuste dos combustíveis

que melhor refletisse os preços vigentes no mercado internacional, de

forma a impedir que as refinarias incorressem novamente em prejuízos (sem considerar os subsídios) como no período de 2005 a 2008, que

poderiam ser compensados em parte com subsídios governamentais, bem como evitar problemas de abastecimento interno.

Assim, no início de 2009, foi anunciada uma política de reajuste de preços, na qual os preços da gasolina e do diesel na saída das refinarias seriam reajustados tendo como referência uma cesta de óleos

cru formado com os petróleos dos tipos Brent, Dubai e Cinta

(BLOOMBERG, 2009). Ademais, segundo comunicado da PetroChina, os

51 O custo de aquisição de óleo cru pelas refinarias estatais chinesas é uma média ponderada do preço internacional do petróleo, o custo de produção de óleo cru nos poços do país, bem como os preços firmados em contratos de longo prazo com vistas a adquirir a matéria-prima tanto de produtos domésticos quanto estrangeiros (XU e WOLAK, 2009). 52 Segundo informações disponibilizadas pelo próprio órgão em sua página na internet, “The National

Development and Reform Commission (NDRC) is a macroeconomic management agency under the State

Council, which studies and formulates policies for economic and social development, maintains a balance of

economic aggregates and guides the overall economic system restructuring” (NDRC, 2011).


Ano 2012

45

preços dos combustíveis passaram a ser definidos também considerando-

se os custos de transporte e de processamento, impostos e 5% de lucro

sobre o refino (BLOOMBERG, 2009). Concomitantemente, os impostos

sobre a revenda de derivados tiveram aumento para US$ 0,126 por litro de

gasolina53 e US$ 0,111 por litro54 de diesel (EASTDAY, 2009)55. Por fim, os

preços mínimos da revenda varejista de combustíveis foram abolidos, e

possibilitou-se a variação dos preços dentro da faixa de 4%, para mais ou para menos, em relação ao preço de referência definido pela NDRC

(EASTDAY, 2009).

Com o novo mecanismo, a NDRC passou a dispor da

prerrogativa de reajustar os preços dos combustíveis se a média móvel dos

preços da cesta de óleos nos últimos 22 dias úteis aumentar mais de 4%.

Destarte, segundo Yin Xiaodong, analista do Citic Securities Co., o novo mecanismo de reajuste permitia assegurar lucros aos refinadores para um

preço do petróleo de até US$ 80/bbl (em janeiro de 2009, os preços do

Brent situavam-se ao redor de US$ 50/bbl)(BLOOMBERG, 2009). Contudo, com os aumentos dos preços do petróleo no

mercado internacional neste primeiro semestre de 2011, e o Brent Dated atingindo em abril o patamar de US$126/bbl56, o mecanismo deixou de

ser posto em prática (REUTERS, 2011), uma vez que a inflação também

passou a crescer de forma acelerada (acima de 5% em abril de 2011 em

relação ao mesmo mês do ano anterior57), impulsionada pelo aumento dos

preços das commodities agrícolas - que representam cerca de um terço do índice de preços ao consumidor chinês.

Em declaração que explicita os dilemas enfrentados pelas

autoridades chinesas frente aos diferentes objetivos de política com os

quais se deparam, Cao Changqing, chefe do departamento de preços do NDRC, admitiu na oportunidade que os aumentos de preços dos

combustíveis iriam pressionar a inflação doméstica, porém salientou que os dois maiores produtores de petróleo na China, Sinopec e PetroChina,

não podiam mais suportar o crescente aumento do gap do preço doméstico em relação ao preço internacional. Ele também afirmara à época que o governo forneceria subsídios para agricultores, companhias

de ônibus e taxistas (CHINA INTERNET INFORMATION CENTER, 2011).

Segundo comunicado oficial da NDRC à época, “há uma necessidade urgente de utilização de mecanismos de preços como forma de ajuste e 53 Cotação RMB/US$ de 6,368 em 12/03/2012. O preço da gasolina é de RMB 0,8 yuan/l na moeda local. Renminbi (RMB) significa “moeda do povo”, e é a moeda oficial da República Popular da China. Já yuan é unidade de contagem de dinheiro na China. Assim, 1 yuan significa 1 unidade, não se devendo confundir com o nome da moeda, que é RMB. 54 O preço da diesel é de RMB 0,7 yuan/l na moeda local. 55 Importante notar que os preços dos combustíveis destinados para outros fins, como para o setor militar, possuem níveis de preços diferenciados, também definidos pela NDRC. 56 Base de dados do Platts. 57 National Bureau of Statistics of China (NBS).


Ano 2012

46

sinalização, freando o crescimento excessivamente acelerado do consumo

de petróleo58”. Ademais, “a experiência recente indicou que a contenção

dos preços desencorajaria refinadores a produzir ou importar, levando a

racionamentos de produtos e filas nos postos revendedores de

combustíveis”59 (REUTERS, 2011).

De fato, o aumento de preços autorizado tinha por

objetivo impulsionar a produção das refinarias menores, conhecidas como

“teapots”. Estas refinarias, segundo a própria NDRC, não têm acesso à oferta própria de óleo cru, o que leva este segmento a adquirir petróleo

importado a preços internacionais e, como consequência, incorrer em

perdas na operação de refino (REUTERS, 2011).

No entanto, mesmo que os preços dos derivados passem

a se comportar em níveis mais elevados e, no caso, mais próximos dos

vigentes nos mercados internacionais, isso não deve trazer grandes

alterações para a demanda de combustíveis no curto prazo, devido à baixa

inelasticidade preço destes produtos. Contudo, dependendo da defasagem criada em relação os preços internacionais, a política de preços, de

maneira similar aos racionamentos de energia elétrica, poderia afetar o padrão de compras de óleo cru por parte das grandes estatais do petróleo,

o que contribuiria para elevar a volatilidade mensal das importações

chineses da commodity, com possíveis repercussões sobre as cotações do óleo cru nos mercados internacionais.

c) Aumento de eficiência energética e busca de alternativas

limpas;

No tocante à busca de alternativas limpas e de ganhos de eficiência energética, devem-se ressaltar os importantes esforços

envidados pela China nestas áreas com vistas a reduzir o consumo de

petróleo, diante das dificuldades a serem enfrentadas para manter o

consumo de energia, bem como pelas oportunidades abertas em função de

mudanças do paradigma tecnológico associado. No que diz respeito aos ganhos de eficiência, é preciso

lembrar que durante o 11° Plano Quinquenal (2006-2010), a China obteve

redução de 19,1% na relação consumo de energia em relação ao PIB e corte de 1,5 bilhão de toneladas nas emissões de dióxido de carbono (LI e

RONG, 2011). Nos próximos cinco anos, o governo chinês já anunciou que

deve investir cerca de US$ 300 bilhões (RMB 2 trilhões) na área de economia verde e de baixo carbono, com o objetivo assim de obter uma

58 “There is an urgent need to give play to the role of price levers for adjustment and guidance, constraining

the excessively fast growth for oil consumption” (REUTERS, 2011). 59 “experiences in recent years have told us that by suppressing prices it would discourage refiners to

produce or import and lead to shortages and queuing at petrol stations”(REUTERS, 2011).


Ano 2012

47

redução de 16% do consumo de energia por unidade de PIB em relação

aos prevalecentes em 2010.

Ademais, desde 2005, a China passou a exigir dos

fabricantes de veículos padrões mais rigorosos em termos de eficiência

energética, sendo definido um valor específico para cada uma das

dezesseis classes de veículos, podendo este variar de mais de 16 km/l,

para os veículos leves, até cerca de 8 Km/l, para os veículos pesados. Em 2008, estes índices de eficiência se tornaram ainda mais exigentes,

passando para 18 e quase 9 km/l, respectivamente (CONGRESSIONAL

BUDGET OFFICE – EUA, 2006).

Nota-se ainda que as autoridades do governo central chinês

começaram, em 2006, a introduzir alterações na carga tributária incidente

sobre os automóveis de forma a beneficiar aqueles de menor motorização,

que são mais eficientes do ponto de vista energético, conforme mostra a

Tabela 3.

Tabela 3 - Evolução das alíquotas de tributação estipuladas pelo governo central conforme motorização do veículo (em percentagem)

Fonte:http://belfercenter.ksg.harvard.edu/files/2009_Oliveretal_Impacts_of_Chinese_Fuel_Economy_Standards.pdf

No tocante à busca de fontes alternativas de energia, deve-

se ressaltar que a China possui um dos programas de incentivos mais arrojados do mundo para a aquisição de veículos elétricos e híbridos, que

fora introduzido em 2010. Desde então, o governo concede diretamente

aos consumidores créditos de RMB 60 mil yuan (cerca de US$ 10 mil) para aquisição de veículos puramente elétricos e RMB 50 mil yuan para a

compra de veículos híbridos para aqueles residentes nas cidades de

Shangai, Shenzhen, Hangzhou, Hefei e Changchun. No entanto, segundo Buijs (2011), apesar de a introdução

dos veículos elétricos ter um impacto direto no consumo de petróleo, no

que se refere à emissão de gás carbônico, o problema permanecerá se a energia elétrica continuar a ser gerada por térmicas a carvão.

Categoria conforme motorização

do veículo (em litros) Desde Set/2008

Abr/2006 a

Ago/2008

Jan/1994 a

Mar/2006

motorização ≤ 1.0 1% 3% 3%

1.0 < motorização ≤ 1.5 3% 3% 5%

1.5 < motorização ≤ 2.0 5% 5% 5%

2.0 < motorização ≤ 2.5 9% 9%

5% (se menor 2.2)

e 8% (se maior 2.2)

2.5 < motorização ≤ 3.0 12% 12% 8%

3.0 < motorização ≤ 4.0 25% 15% 8%

motorização > 4.0 40% 20% 8%


Ano 2012

48

Já no que se refere aos biocombustíveis, a China não tem

conseguido avançar significativamente. Apesar de ser o terceiro maior

produtor de biocombustíveis, o volume produzido é bastante inferior ao

dos dois primeiros países.

Um dos grandes desafios para ampliar os biocombustíveis

na matriz energética chinesa é a dificuldade em conciliar esta medida com

uma política de segurança alimentar num país que apesar de possuir cerca de 20% da população mundial, detém apenas 10% das terras

aráveis do mundo. Adicionalmente, a China sofre de escassez de água, o

que cria dificuldades para incentivar a produção agrícola destinada para

produção de biocombustíveis sem comprometer o abastecimento de água

para consumo humano.

No tocante ao biodiesel, os resultados foram bastante pífios,

apesar de grande capacidade de redução de emissões nesse segmento, já

que as vendas de diesel representam o dobro das de gasolina. Um das

principais dificuldades para a China conseguir elevar a produção de biodiesel domesticamente é o fato de o país ser um importador líquido de

todos os principais óleos vegetais comestíveis. Assim, a produção doméstica além de não suprir as necessidades internas, é mais cara do

que a do exterior. Preços elevados e falta de produto criam sérios

obstáculos para a implantação da produção em larga escala do biodiesel

na China. No começo de 2009, a capacidade de produção de biodiesel era

de 41 mil barris/dia (ou 2,1 milhões de toneladas), porém a produção estimada de biodiesel em 2008 foi de 6 mil barris dia, o que significa que a

indústria estava operando com mais de 80% de ociosidade.

Uma outra opção que tem sido bastante estimulada é o

GNV para o setor de transporte. Segundo estimativa da China Automotive Technology and Research Center (CATARC), existiam em 2010 cerca de 500 mil veículos movidos a GNV, com crescimento de 11,1% em relação a 2009. Desse total, cerca de 60% compreendiam veículos privados, e 40%

de veículos usados para transporte público, como ônibus e táxis. Assim, a frota chinesa representava apenas a quarta posição na Ásia e a sexta no

mundo (PLATTS, 2011c).

Um dos problemas encontrados pela China para promover o crescimento desta modalidade do longo prazo é aumentar as suas reservas

provadas de gás natural, bem como expandir a infraestrutura de

gasodutos e de terminais de regaseificação para a importação de GNL. Do lado das reservas, segundo EIA, a China possui um dos maiores

potenciais para a exploração de shale gas, nada menos que 36 trilhões de m3 de gás tecnicamente recuperável, quantidade essa dez vez superior às

suas reservas atuais, de 3 trilhões de m3. Para se ter ideia da dimensão,

os Estados Unidos, maior produtor mundial de shale gas atualmente, possui reservas estimadas de 24 trilhões de m3 (PLATTS, 2011d). Apesar


Ano 2012

49

dos desafios geológicos para a extração na China, tudo aponta para que o

país busque rapidamente desenvolvimento das suas reservas.

Apesar da série de medidas implementadas, ganhos em

termos de eficiência no uso de energia nos variados setores contribuem

para reduzir a tendência de crescimento do consumo de petróleo a longo

prazo, mas no curto prazo prevalece ainda o nível de atividade econômica

como principal determinante da demanda das principais fontes de energia

(CONGRESSIONAL BUDGET OFFICE – EUA, 2006).

2.4 Impactos sobre os preços do petróleo no mercado internacional

Diante do exposto, é fundamental ainda explicar até que

ponto o aumento da demanda chinesa por petróleo tem sido fundamental

para alavancar os preços da commodity em face das condições estruturais de oferta e demanda de petróleo em nível mundial e da crescente

financeirização dos preços do petróleo e demais commodities cotadas nos mercados internacionais.

No caso do petróleo, é bem sabido que as dificuldades para se encontrar reservatórios economicamente viáveis, bem como o elevado

tempo de maturação dos elevados investimentos requeridos para que seja

iniciada a produção, faz com que o nível de oferta não seja capaz de

responder elevações da demanda. O único país que dispõe de capacidade

ociosa substantiva é a Arábia Saudita, integrante da OPEP, que busca restringir a oferta de petróleo para praticar preços mais elevados.

Ademais, como salienta Kaufmann (apud UNCTAD, 2011), o forte aumento dos preços do petróleo no passado recente (2003 a 2008)

pode ser explicado, em parte, pelas condições de oferta. Segundo o autor, existem dois tipos de produtores neste mercado. De um lado, estão os

países não pertencentes à Organização dos Países Exportadores de

Petróleo (OPEP), que assumem os preços do petróleo como referência. Do

outro, estão os países da OPEP, que tomam as suas decisões de produção

com base em considerações estratégicas. O recuo, ainda que pouco expressivo, da produção de óleo dos países não pertencentes a OPEP a

partir de 2003, combinado com o aumento da participação deste na oferta

incremental de petróleo entre 2003 e 2008, fortaleceu o papel do cartel, quando os preços apresentaram uma trajetória ascendente.

Em 2009, com a retração da economia internacional, o

incremento da produção mundial foi atendido apenas pela oferta da Rússia e dos países não membros da OPEP, enquanto os países

integrantes da OPEP reduziram o nível de produção visando minimizar o

impacto da crise sobre os níveis de preços do barril de petróleo. No período anterior à crise - entre 2003 e 2008 – a demanda

de petróleo da China passou a ser atendida por importações crescentes,


Ano 2012

50

na medida em que a produção interna não era mais suficiente para suprir

o consumo em expansão acelerada. Dessa forma, a China passou a ser

um importante player no mercado internacional de óleo, atingindo em 2003 a posição de segundo maior importador, o que influenciou a

dinâmica de oferta e demanda do mercado mundial, com impactos sobre

os preços do barril os quais se encontravam em trajetória ascendente.

No longo prazo, a crescente demanda chinesa por petróleo importado pode gerar outras repercussões sobre a própria formação de

preços das commodities. Com vistas a garantir o seu suprimento energético, a China tem estabelecido contratos de longo prazo de

fornecimento de petróleo com países produtores – sobretudo na África -

em troca de inversões nos setores de infraestrutura ou ainda concessão de

crédito a taxas subsidiadas (PLATTS, 2011b). Por enquanto, apenas 10%

do petróleo importado pela China ingressam no país sob esta modalidade

(EIA/DOE, 2011a), porém mesmo considerando as dificuldades para

ampliação desses percentuais, não é possível menosprezar o crescimento desta modalidade de contrato.

Para 2012, o EIA projeta que o consumo chinês de petróleo aumentará cerca de 550 mil bbl/d, ritmo menor que o de 2011, mas ainda

assim representa cerca de um terço do aumento mundial projetado para

este ano (EIA/DOE, 2012a).

É necessário salientar, que a expansão da economia

chinesa impacta na demanda de petróleo de duas maneiras: de forma direta, através do próprio aumento do consumo de petróleo para

movimentar a sua economia; e de forma indireta, já que o crescimento

chinês, via aumento dos preços das commodities no mercado internacional, tem alavancado o crescimento de várias economias emergentes, o que tem resultado em maior demanda de petróleo nesses

países. Dessa forma, podemos concluir que o comportamento da economia chinesa é um elemento-chave para a definição da demanda mundial de

petróleo, influenciando inclusive as expectativas dos agentes que atuam nos mercados futuros e, por conseguinte, afetando a tendência dos preços

no mercado internacional.


Ano 2012

51

3. A REVOLUÇÃO DO SHALE GAS E SEUS IMPACTOS SOBRE O MERCADO DE GÁS

Os preços do gás natural nos Estados Unidos apresentaram

trajetória decrescente ao longo de todo o ano de 2011, ao contrário não só

do que foi verificado nos demais mercados de gás natural como também

no mercado de petróleo. A principal razão para este comportamento divergente dos preços do gás natural nos EUA vem sendo o aumento da

produção interna de gás partir da exploração em escala comercial do shale gas, ou gás de folhelho em português. Além do impacto sobre os preços do gás no mercado norte-americano, o avanço na exploração de shale gas abre novas perspectivas para o papel que o gás natural ocuparará na

matriz energética estadunidense e mundial. Com este pano de fundo, a

presente seção deste Boletim se dedicará a analisar os principais impactos

da recente exploração do shale gas sobre o mercado de gás natural.

3.1 Introdução

O termo “Revolução do Shale Gas”, utilizado no título desta seção, foi bastante usado ao longo de 2011 e, apesar do desgaste e

conseqüente perda de precisão que geralmente ocorre nessas situações,

dado que cada vez mais amplia-se o espectro de fatos aos quais o termo

pode se referir, optamos por mantê-lo em nosso título. A razão para tal é

que o termo é, de fato, o mais adequado para expressar não só a

magnitude das mudanças provocadas pelo shale gas, ou gás de folhelho em português, no mercado norte-americano, mas também a rapidez com

que o processo aconteceu e a surpresa que gerou, trazendo o gás natural

para o centro do debate internacional em energia.

As inovações tecnológicas que permitiram o aumento recente da exploração de gás de folhelho nos EUA somada ao grande

potencial de reservas do país transformaram significativamente as perspectivas dos EUA tanto em relação à participação do gás natural no

cenário energético interno quanto em relação ao papel dos EUA no cenário internacional de oferta de gás. Para se ter uma idéia do impacto que a exploração do gás de folhelho nos EUA vem provocando no cenário

internacional de energia nos últimos anos basta falar que em evento

recente60 Daniel Yergin61, declarou que se tivesse de citar em uma palavra

a inovação mais significativa do século na área de energia até agora, ele

diria: shale.

60Citado em Holland, Bill (2010). Shale: The Great American Gas Revolution. Platts Insight Global Energy Outlook. December 2010. 61 Daniel Yergin é o atual chairman da IHS Cambridge Energy Research Associates e autor do livro “O Petróleo” (The Prize, no título original em inglês), dentre outras importantes publicações.


Ano 2012

52

Nesse sentido, o debate suscitado pelo aumento da

participação do gás natural de fontes não convencionais, dentro do que o

gás de folhelho se inclui, na oferta de gás natural norte-americana e a

possibilidade de sua replicação em bases economicamente viáveis para

outras partes do mundo, torna-se cada vez mais pertinente, dado o

contexto mundial atual de declínio na produção de gás natural

convencional e crescimento na demanda (GÉNY, 2010). Esta seção buscará, portanto, descrever as principais mudanças provocadas pelo gás

de folhelho no mercado de gás natural norte-americano e as perspectivas

que o sucesso de sua exploração abre para o aumento da participação do

gás natural na matriz energética estadunidense e mundial.

3.2 Panorama geral do mercado de gás natural nos EUA: a revolução do shale gas

É fato que algo mudou na produção de gás natural

estadunidense nos últimos anos, sobretudo a partir de meados da década passada, sendo o principal responsável por esta mudança o gás de

folhelho (HOLLAND, 2011). Ao longo da última década, a produção de gás de folhelho nos EUA cresceu mais de 10 vezes, passando de 11 bilhões de

m3, em 2000, para cerca de 136 bilhões de m3, em 201062.

Consequentemente, os EUA conseguiram ampliar sua produção total de

gás natural de forma surpreendente. De acordo com dados do Energy Information Administration63 (EIA), em 2008 a produção total de gás natural do país foi de 569 bilhões de metros cúbicos, dos quais o gás de

folhelho já representava 11%, sendo 7% em substituição à antiga

produção de gás convencional e 4% de incremento à oferta interna. Em

2010, a produção de gás natural dos EUA foi a maior de sua história, cerca de 603 bilhões de metros cúbicos, dos quais estima-se que o gás de

folhelho representou parcela de 23%. Esta subseção buscará, portanto,

descrever, as principais características do gás de folhelho, bem como os

fatores que permitiram esse surpreendente avanço em sua produção ao longo dos últimos anos nos EUA e como se deu esse processo.

3.2.1 - O que é o shale gas ou gás de folhelho?

O folhelho é uma rocha sedimentar formada durante a era

geológica Devoniana, há cerca de 300 a 400 milhões de anos, a partir da lama existente em águas rasas. O gás de folhelho é o gás natural

produzido a partir dessa formação rochosa que, por sua vez, funciona

62 EIA. Disponível em http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/. último acesso em 23 de fevereiro, 2012. 63 EIA. Disponível em http://www.eia.gov/naturalgas/data.cfm#production. Último acesso em 23 de fevereiro, 2012.


Ano 2012

53

tanto como reservatório quanto como fonte de gás natural(EIA, 2009b;

ANP, 2010). Uma importante característica da rocha de folhelho é sua

baixa permeabilidade64, entre 0.01 e 0.00001 milliDarcy, que impede o gás

natural aprisionado nesse tipo de formação de se movimentar facilmente,

a não ser através das extensões geológicas de tempo, o que significa

milhões de anos (EIA/DOE, 2009b).

O gás de folhelho é considerado uma fonte não convencional de gás natural.65 Deve ficar claro que o termo não

convencional não se refere às características físico-químicas deste tipo de

gás natural, que é assim, como as fontes convencionais, constituído

basicamente de metano (CH4) e também, em percentuais menores, de

butano, propano, etano e outros gases66. O termo não convencional

relaciona-se às características do reservatório de gás que tornam seu

entendimento e exploração econômica, dada a tecnologia e nível de

informação existente, significativamente mais difíceis e complexas do que

no caso dos reservatórios convencionais. Logo, nada impede que uma fonte não convencional de gás natural passe a ser considerada

convencional em razão de mudanças/avanços tecnológicos, bem como de maior quantidade e disseminação de conhecimento sobre ela.

No caso das características do gás natural de folhelho que o

classificam como uma fonte não convencional merece destaque a baixa

permeabilidade de seu reservatório. A baixa permeabilidade da rocha de

folhelho foi por muito tempo um forte limitador da produção de gás a partir desse tipo de formação, na medida em que ela impede que grandes

quantidades de gás fluam naturalmente para o poço, reduzindo o

interesse comercial na exploração dessa fonte de gás natural.

Outra diferença entre o gás de folhelho e as fontes convencionais de gás natural é que sua produtividade é significativamente

maior no primeiro ano de produção. Isso ocorre porque a maneira como o

gás está estocado dentro da rocha define o formato de sua curva de

produção. O gás que se encontra livre na rocha é produzido a altas taxas

rapidamente, enquanto o gás que está adsorbido é produzido lentamente a baixas taxas. No caso do gás de folhelho, parte do gás armazenado no rocha está livre e parte está adsorbida. Como conseqüência, o pico de

64 A permeabilidade pode ser definida como a capacidade de uma rocha de transmitir um fluido. A permeabilidade da rocha depende do tamanho e da forma de seus poros, bem como da interconectividade entre eles. Nesse sentido, cabe observar que uma rocha pode ser bastante porosa, mas ter baixa permeabilidade, caso a interconectividade entre os poros seja pequena (EIA/DOE, 2009). 65 Outras fontes não convencionais de gás natural comumente citadas são o coalbed methane (metano em camadas de carvão, em portugues) e o tight gas. Deve, entretanto, ficar claro que que não há uma definição clara do termo, havendo diversos países que não consideram, por exemplo o tight gas como não convencional e sim como uma continuação do gas nátural convencional (IEA, 2011b). Nos parece que, de forma geral, apenas o gás de folhelho e o metano em camadas de carvão são sempre considerados como fontes não convencionais de gás natural. 66 Basicamente C5,CO2 e N2.

Boletim Anual

produção ocorre já no primeiro dia de operação, à medida que são feitas

fraturas na rocha e o gás que se encontra livre consegue fluir e é

produzido. Adicionalmente, verifica

poço, entre 70 a 90%, já no primeiro ano de op

gás livre é exaurido, resta apenas o gás adsorbido que flui lentamente, conferindo ao reservatório baixas taxas de produção por longos períodos

de tempo (GÉNY, 2010)

Gráfico 17 - Taxa média de produção de três áreas de gás de folhelho nos EUA

Fonte: MIT, 2010

Por fim, outra característica do gás de folhelho, bem como de outras fontes não convencionais de gás natural, que o difere das fontes

convencionais é que neste tipo de f

distribuídos ao longo de imensas áreas geográficas, saturando o espaço de poros por centenas de quilômetros quadrados, ao contrário das fontes

convencionais, cujos recursos estão distribuídos em limites espaciais bem


54

odução ocorre já no primeiro dia de operação, à medida que são feitas


produzido. Adicionalmente, verifica-se um rápido declínio na produção do

poço, entre 70 a 90%, já no primeiro ano de operação, pois, conforme o


(GÉNY, 2010).

Taxa média de produção de três áreas de exploração de gás de folhelho nos EUA (em bilhões de pés cúbicos


convencionais é que neste tipo de formação os recursos tendem a estar



Preços do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

Ano 2012

odução ocorre já no primeiro dia de operação, à medida que são feitas


se um rápido declínio na produção do

eração, pois, conforme o


exploração de em bilhões de pés cúbicos


ormação os recursos tendem a estar




Ano 2012

55

mais restritos. Esta característica do gás de folhelho reduz

significativamente seu risco exploratório (MIT, 2010).

Nesse sentido, o principal desafio na exploração do gás de

folhelho concentra-se em conseguir alcançar taxas comerciais de

produção, para o que aumentar a permeabilidade do reservatório é

fundamental.

3.2.2 Breve histórico da exploração de shale gas nos Estados Unidos

O conhecimento sobre a existência de grandes volumes de

gás natural em reservatório de folhelho nos EUA não é nenhuma novidade

para a indústria de gás natural do país. Basta dizer que o primeiro poço a

produzir gás de folhelho nos EUA foi completado em 1821 em Devonian-

Aged Shale, perto da cidade de Fredonia, em Nova York. O gás natural

vindo desta reserva foi utilizado para iluminação da cidade (EIA/DOE,

2009b; MIT, 2010). Nesse estágio inicial da indústria de gás natural, os

poços eram pouco profundos e de fácil perfuração. Desde então outras formações de gás natural de folhelho seguiram sendo desenvolvidas no

país, mas sempre em volumes pouco significativos a partir das fraturas naturais da rocha (MIT, 2010), como os campos de Big Sandy Field, em

Kentucky e o Antrim Shale, em Michigan, entre os anos 20 e 30 do século

passado (EIA/DOE, 2009b).

Logo, pode-se dizer que a produção comercial de gás de folhelho já vinha sendo estabelecida nos Estados Unidos ao longo dos

anos, mas seu ritmo de desenvolvimento ainda era lento, a produção se

dava em pequenas quantidades, a partir de fraturas naturais da rocha, o

que tornava esse tipo de formação pouco atrativa economicamente para as grandes empresas do setor. Dessa forma, o desenvolvimento das reservas

de gás de folhelho, e de gás não convencional de uma forma geral, nos

EUA foi resultado basicamente dos investimentos realizados pelas

pequenas empresas independentes. Estes foram os agentes responsáveis

pelo desenvolvimento da tecnologia específica e adequada para a

exploração do gás de folhelho (GÉNY, 2010) que permitiu que a “revolução

do shale gas” ocorresse.

Na segunda metade da década de 1990, à medida que as

majors foram colocando seu foco na exploração nos campos de gás convencional offshore no Golfo do México, aumentou o interesse de pequenos produtores para a exploração de fontes não convencionais, em

particular tight sands e gás de folhelho. Eles começaram desenvolvendo campos pouco profundos (1.600-8.000m) por meio de poços verticais e

alguma estimulação hidráulica, tendo como resultado níveis de produção ainda pouco expressivos. Ainda nesse período, a Mitchell Energy &


Ano 2012

56

Development Corp., que era operador em Barnett Shale, desenvolveu uma

técnica inovadora de fraturamento usando slick-water67, em vez de gel, a fim de aumentar a recuperação de gás natural. Em 2005, a Devon Energy,

que havia adquirido a Mitchell em 2002, alcançou um avanço tecnológico

decisivo para o atual sucesso na exploração do gás de folhelho em

Barnett: a combinação de perfuração horizontal e fraturamento hidráulico.

Graças a essa inovação, a Devon, entre 2005 e 2008, aumentou em quase 500% o número de fraturamentos hidráulicos em Woodfort e Barnett,

enquanto o rig count68 subiu cerca de 52% no mesmo período (GÉNY, 2010).

Deve aqui, portanto, ficar claro que não foi o

desconhecimento sobre a existência de grandes quantidades de gás

natural neste tipo de formação (folhelho) que impediu sua exploração em

quantidades significativas até período muito recente nos Estados Unidos,

mas sim outros fatores, em especial a baixa permeabilidade de seu

reservatório e a inexistência de conhecimento tecnológico que permitisse contornar esta dificuldade.

3.2.3 Fatores que permitiram o desenvolvimento recente da exploração de shale gas nos EUA

Por muito tempo o pensamento dominante na indústria de

gás natural foi o de que o gás de folhelho era irrecuperável. A rocha era muito profunda e de difícil extração (HOLLAND, 2010). Para viabilizar a

exploração comercial em grandes quantidades do gás de folhelho tornava-

se imprescindível, portanto, aumentar a permeabilidade da rocha. Nesse

sentido dois avanços tecnológicos foram fundamentais: o fraturamento hidráulico e a perfuração horizontal.

Deve-se ressaltar que a aplicação tanto da perfuração

horizontal quanto do fraturamento hidráulico de forma combinada foram

decisivas para viabilizar o aumento da produção do gás de folhelho

verificado a partir de meados da última década. O Gráfico 18 a seguir

ajuda a ilustrar como o aumento verificado na produção de gás de folhelho está associado ao aumento das perfurações de poços horizontais em

Barnnet Shale.

67 O Slick-water é basicamente composto de água, que representa geralmente, cerca de 99% do fluido. Entretanto uma série de aditivos são adicionados a água a fim de aumentar a efetividade do fraturamento. Para mais informações sobre a os tipos de aditivos usualmente utilizados no processo, ver (MIT). 68 Rig count é a contagem do número de equipamentos de perfuração em atividade. Este trabalho é realizado semanalmente pela Baker Hughes desde 1944 para os EUA e Canadá e mensalmente desde 1975 em nível mundial . O rig count serve como um importante indicador do nível da atividade exploratória para a indústria de hidrocarbonetos de uma forma geral. Para maiores informações ver http://investor.shareholder.com/bhi/rig_counts/rc_index.cfm


Ano 2012

57

Gráfico 18 - Incremento na Produção de Gás Natural em Barnett Shale entre 1990 e 2010

Fonte: EIA/DOE69.

Tecnicamente, o fraturamento hidráulico é um método de

estimulação utilizado para aumentar a produtividade do poço e consiste

na injeção de fluidos na rocha com pressão superior à de fechamentos da

fratura, de forma a provocar uma rede de fissuras por onde o gás natural

pode fluir até o poço (wellbore). Essa técnica já é utilizada na indústria do petróleo desde a década de 1950 e foi usada pela primeira vez na

produção de gás de folhelho em 1986, em Barnett Shale (EIA/DOE, 2009b). Desde então, esta técnica foi sendo adaptada a fim de se ajustar

as especificidades da exploração do gás de folhelho, no que o trabalho da

Mitchell Energy & Development Corp foi decisivo ao testar diferentes combinações de fluidos a fim de extrair a maior quantidade de gás do

reservatório.

Os fluidos atualmente utilizados para estimular a produção de gás de folhelho por meio do fraturamento hidráulico são basicamente

água, bem como uma variedade de aditivos químicos. Cada componente 69 Apud Newell Richard. “shale gas and the outlook for the US Natural Gas markets and Global Gas Resources”, Paris, França, jun/2011. Disponível em: http://photos.state.gov/libraries/usoecd/19452/pdfs/DrNewell-EIA-Administrator-Shale-Gas-

Presentation-June212011.pdf. Acesso em: 10 de fev. 2012.


Ano 2012

58

serve a um propósito específico, mas, de forma geral, consistem na

mistura de fluidos para fraturamenteo a base de água e aditivos redutores

de fricção, os chamados slick-water em inglês. São a combinação dos compostos químicos que permite manter a pressão necessária não só

para criar as fissuras, mas mantê-las abertas (HOLLAND, 2010;

EIA/DOE, 2009b).

Já a perfuração horizontal consiste na técnica de perfurar verticalmente o poço até determinada profundidade a partir da qual o

ângulo de perfuração segue para 90° em relação à posição vertical. A

perfuração horizontal permite maior área do reservatório fique exposta

aos equipamentos de extração.

A partir do anteriormente exposto, percebe-se que a base

tecnológica que permitiu o significativo aumento nos volumes de gás

natural extraído dos reservatórios de folhelho já existia e estava bem

estabelecida ao longo da última década. A grande inovação que viabilizou

a extração em larga escala de gás natural dos reservatórios de folhelho foi a aplicação combinada das duas técnicas e também os ajustes feitos

particularmente na composição dos fluidos usados para fraturamento hidráulico para se adequar às característica da rocha de folhelho, assim

como sua utilização em larga-escala. A inovação veio, portanto, da nova

forma de aplicação da tecnologia e não de sua invenção.

Além da questão tecnológica, que pode ser apontada como o

principal catalisador do sucesso recente na exploração de gás de folhelho nos EUA, houve outros fatores determinantes para este resultado, dentre

os quais podemos citar:

• A elevação dos preços do gás natural observada a partir de 1999, que se manteve por longo período de tempo, como pode ser visto no Gráfico 19. É interessante observar que no período

entre 2004 e 2009, em que se verificou o boom na produção de gás de folhelho nos EUA, os preços do gás natural mantiveram-

se entre US$6-8/MBTU com picos de até US$14/MBTU. A

elevação nos preços do gás tornou as operações relacionadas à exploração de gás natural mais lucrativa, tanto em termos

absolutos quando comparadas às operações de petróleo,

quanto em termos relativos, quando comparados ao gás convencional, e pode ser, em grande parte, explicada pelas

próprias condições de produção doméstica em declínio frente à

demanda aquecida, como pode ser visto no Gráfico 20.


Ano 2012

59

Gráfico 19 - Comportamento dos Preços do Gás Natural nos EUA de 2000 a 201270 - Henry Hub

* Os dados para o ano de 2012 compreendem os meses de janeiro e fevereiro Fonte: Elaboração própria a partir de dados Platts.

Gráfico 20 - Comportamento da produção e demanda de gás natural nos EUA 2000 a 2010

Fonte: Elaboração própria a partir de dados BP, 2011.

• O baixo custo de capital e mercado de crédito favorável até meados da década de 2000, que permitiu que as empresas

independentes conseguissem realizar os investimentos necessários à exploração do gás de folhelho.

70 Dados de janeiro e fevereiro de 2012.

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,00

US$

/MB

TU

500,0

520,0

540,0

560,0

580,0

600,0

620,0

640,0

660,0

680,0

700,0

Bil

hõ

es

m3

Produção Consumo


Ano 2012

60

• O maior conhecimento das características geológicas das rochas de folhelho. Nesse sentido, o desenvolvimento das

pesquisas de sísmica 3D e o aumento na capacidade de

processamento das informações coletadas desempenharam

papel fundamental no processo de mapeamento das potenciais

áreas produtoras, a fim de identificar melhores reservatórios e

reduzir o risco associado à atividade (GÉNY, 2010; HOLLAND, 2010).

• A infra-estrutura de transporte de gás já estava desenvolvida nos EUA e o mercado consumidor também estava consolidado.

Estes dois fatores possibilitavam o fácil escoamento da

produção para os mercados consumidores, sem a necessidade

de realização de investimentos adicionais em ativos específicos,

como a construção de gasodutos para transporte do gás até os

mercados consumidores. A Figura 1, a seguir, reflete a malha de gasodutos existente nos EUA, e os círculos servem para

ilustrar a localização das principais áreas de exploração de

shale gas no país. É interessante observar que estas áreas encontram-se em regiões onde a malha de gasodutos já

existente permite o fácil escoamento da produção.

Adicionalmente, o processo para acesso a essa malha de

gasodutos é simples e rápido, dado que o mercado de gás natural no país é liberalizado e com concorrência gás-gás.


Ano 2012

61

Figura 1 - Mapa de gasodutos nos EUA

Fonte: EIA/DOE.

• A estrutura regulatória favorável no que tange a aspectos ambientais e de acesso à terra. Cabe observar que nos EUA a

maior parte da da produção de gás natural ocorre em terras privadas ou de propriedade dos estados. No caso das terras

privadas, o proprietário também detém os direitos sobre os

recursos naturais, ou parte deles, e pode tanto arrendá-las

para exploração dos recursos ou vendê-las. Dessa forma, o acesso às terras privadas é uma questão de negociação

contratual entre proprietários de terra e operadores, e pode

prever inclusive o pagamento de bônus de assinatura e

royalties (o que pode chegar a 25% em alguns estados). Já no

caso das terras de propriedade estadual, o acesso se dá por meio do arrendamento via leilões organizados pelos estados e

cada estado estabelece as regras para as operações de extração

de petróleo e gás natural dentro de suas jurisdições. O estado do Texas, onde concentra-se grande parte das reservas de

petróleo e gás natural nos EUA, por exemplo, permite a

perfuração de poços para exploração desses recursos em grande variedade de áreas, inclusive residenciais.

Por fim, devemos observar que os fatores elencados não

pretendem ser exaustivos, pois há uma série de outros elementos que favoreceram a criação de ambiente favorável ao desenvolvimento recente


Ano 2012

62

da exploração de gás de folhelho nos EUA. Pretendeu-se apenas dar

destaque a alguns dos fatores que nos parecem chave nesse processo.

3.2.4 O impacto da produção de shale gas no cenário de oferta dos EUA

O gás natural desempenha papel fundamental na economia estadunidense, representando 25% da energia primária consumida no

país em 2010, sendo, portanto, sua segunda principal fonte de energia,

atrás apenas do petróleo71.Praticamente todo o gás natural produzido é

consumido pelos setores residencial e comercial (34%), industrial (32%) e

de geração elétrica (30%), conforme pode ser visto no Figura 2, a seguir. O

setor de transportes consome apenas 3% do gás natural ofertado, sendo

que a maior parte deste gás é utilizado para ativação de sistemas de

gasodutos e oleodutos, enquanto uma pequena parcela é usada como

combustível em veículos automotivos.

Figura 2 - Fluxo de energia primária nos EUA por fonte e setor - 2010

Fonte: EIA/DOE.

Em termos absolutos, o volume de gás natural consumido

em 2010 nos EUA foi de 679,5 bilhões de m3 de gás natural, dos quais aproximadamente 90%(611bilhões de m3) foram produzidos internamente 71 EIA.Energy Outlook. 2011


Ano 2012

63

e o restante importado, particularmente via gasodutos do Canada, que

representaram praticamente 90% do volume total importado de gás pelos

EUA em 2010, de forma que tem sido cada vez menor a importância das

importações de Gás Natural Liquefeito72 (GNL) para o abastecimento

interno do país73.

De uma forma geral, é bastante diversa a participação dos diferentes tipos de gás natural produzidos no país. Conforme pode ser

observado pelo Gráfico 21, a seguir o gás natural convencional ainda representou parcela significativa na oferta interna estadunidense em

2010, entretanto sua produção vem decrescendo, enquanto a participação

das fontes não convencionais, em especial do gás de folhelho, vem

aumentando ano a ano de forma a mais que compensar a queda nas

fontes convencionais.

72 O GNL apresenta-se como uma alternativa importante para o transporte de gás natural, que incorpora novas etapas na cadeia tradicional de gás natural. A primeira delas consiste em converter o gás de estado gasoso para líquido por meio de seu resfriamento, em unidades de liquefação, chamadas de trens, a temperaturas de -161,5° C, a fim de reduzir seu volume. Nesse processo, o volume do gás é reduzido em aproximadamente 1/600 do seu volume original, tornando seu transporte bem mais econômico. Cerca de 8% a 9% do gás que entra na unidade de liquefação é utilizado como combustível no próprio processo de liquefação. Dentro desta mesma etapa, inclui-se o transporte e o carregamento dos navios de transporte, chamados de metaneiros. Numa segunda etapa, encontra-se o transporte do GNL por estes mesmos navios até os terminais de recepção, onde ocorre a última etapa da cadeia que consiste em descarregar os metaneiros, submeter o GNL ao processo de regaseificação e despachar o GN por gasoduto até o consumidor final. A capacidade média desses navios metaneiros atualmente é de 120.000 a 135.000 m3. 73 Dados em BP Statistical Review of Word Energy. June 2011.


Ano 2012

64

Gráfico 21 - Produção estadunidense de gás natural, 1990-2035

Fonte: EIA/DOE.

A partir da observação do Gráfico 21, também podemos

perceber que historicamente, o tight gas tem sido a principal fonte de gás natural não convencional nos EUA e é provável que ainda permaneça

sendo por algum tempo (MIT, 2010). Entretanto, no médio-prazo, a perspectiva é de que a produção de gás de folhelho tome essa posição.

Entre 2000 e 2009, a produção de gás natural de folhelho passou de 11 bilhões de m3 para 95 bilhões de m3. Esse crescimento

ainda é mais surpreendente pelo fato de que parcela substancial deveu-se

a um único lugar: Barnett Shale. Entretanto, outras áreas também vem mostrando atividade crescente como Fayeteville e Woodford shales, na

Bacia de Arkoma, Haynesville Shale, na Bacia de East Texas e a partir do final de 2009, Marcellus Shale , na Bacia Appalachian.

No que se refere à dependência externa, cabe também

observar o Gráfico 22 a seguir que mostra a evolução das importações líquidas dos EUA desde 1973. Percebe-se que particularmente a partir de

2007, o volume de importações líquidas vem decrescendo na oferta interna de gás que passa a ser suprida pelo aumento da produção

nacional, na qual o gás não convencional vem desempenhando


Ano 2012

65

importância crescente, conforme ilustra o Gráfico 21 anteriormente

exposto.

Gráfico 22 - Importações líquidas de gás natural dos EUA, 1973 - 2011

Fonte: Elaboração própria a partir de dados do EIA/DOE74.

Logo, com o rápido crescimento da exploração de gás de

folhelho, os EUA mudaram significativamente sua perspectiva quanto à

oferta de gás natural, passando de um cenário de aumento da

participação das importações, em especial via GNL, para outro de tendência a auto-suficiência, com perspectiva de exportação, como pode

ser inferido a partir do Gráfico 23, a seguir, baseado nas estimativas do

Departamento de Energia dos EUA (DOE) para os volumes de importações

líquidas de gás natural pelos EUA até 2035. Ainda de acordo, com as

projeções do DOE, a partir de 2016, os EUA já assumiriam o papel de exportador líquido de GNL no cenário internacional (EIA/DOE, 2012e).

74 Disponível em http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=5410. Último acesso em 16 de março de 2012.

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Mé

dia

diá

ria

em

mil

hõ

es

de

m3

Exportação Bruta Importação Bruta Importação líquida


Ano 2012

66

Gráfico 23 – Estimativas das importações líquidas de gás natural dos EUA, 2008 - 2035.

Fonte: Elaboração própria a partir de dados EIA/DOE75.

Nesse sentido cabe observar que algumas empresas nos

EUA já vem inclusive solicitando autorização do DOE76 para exportação de

GNL, bem como dando início junto à Comissão Federal de Regulação de

Energia (em inglês Federal Energy Regulatory Commission ou FERC) o

processo para construção de terminais de liquefação de gás natural (PLATTS, 2012a).

Deve, entretanto ficar claro que o alcance dos impactos que

este aumento da produção interna de gás natural proporcionada pelo gás

de folhelho teve e terá no mercado norte-americano ainda é bastante

debatido (Almeida, 2011). Fato é que os recursos de gás de folhelho hoje conhecidos nos EUA são equivalentes a duas vezes o volume de todas as reservas de gás atualmente provadas no país. Embora esses números

possam estar errados, já que há ainda muita incerteza e desconhecimento sobre esse tipo de formação rochosa para a realização de cálculos mais

acurados sobre o nível das reservas de gás de folhelho nos EUA, ele já dá

uma dimensão do enorme potencial que esta fonte representa para a oferta do energético. Recentemente , o próprio (EIA/DOE, 2012a) revisou

para baixo, em 9 trilhões de m3, sua estimativa das reservas de gás

natural de folhelho nos EUA. O declínio foi em grande parte consequencia da diminuição na estimativa das reservas da área de Marcellus Shale, que

passaram de 11,5 trilhões de m3 para 3,9 trilhões de m3, em função de

75 Disponível em http://www.eia.gov/oiaf/aeo/tablebrowser/#release=AEO2011&subject=0-

AEO2011&table=13-AEO2011&region=0-0&cases=ref2011-d020911a. último acesso em 19 de março de 2012. 76 Nos EUA, as exportações de gás natural devem ser analisadas e autorizadas pelo Office of Fossil Energy do DOE. Já as construções e modificações de terminais de GNL devem ser autorizadas pelo FERC.


Ano 2012

67

melhoria na qualidade dos dados da US Geological Survey. Em função da

revisão, a estimatva atual das reservas não provadas tecnicamente

recuperáveis de gás de folhelho nos EUA é de 13,5 trilhões de m3 e não

mais de 23,3 trilhões de m3. A título de ilustração a Tabela 4 a seguir

compara as diferentes estimativas de reservas de gás de folhelho

calculadas por diferentes instituições internacionais.

Tabela 4 - Estimativa das reservas de gás natural dos EUA por tipo,

NPC USGS/MMS PGC ICF

2003 vários anos 2006 2008 2009

L48

Convencional 19,6 26,3

27,3 24,6

19,6

Tight gas 5,0 5,4 4,9

Gás de folhelho 1,0 2,4 17,4 17,9

Metano em Camadas de Carvão1

1,6 2,0 3,1 2,8 1,8

Total L48 27,1 36,1 30,4 44,8 44,2

Alasca 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0


5,5 5,5 6,7

Tight gas 0,0 0,0

Gás de folhelho 0,0 0,0 0,0 0,0


1,6 0,5 1,6 1,6 1,6

Total Alasca 8,3 10,6 7,1 7,1 8,3

EUA 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0


32,8 30,1

26,3

Tight gas 5,0 5,4 4,9

Gás de folhelho 1,0 2,4 17,4 17,9


3,3 2,5 4,7 4,4 3,5

Total EUA 35,5 46,7 37,5 51,9 52,6

Reservas Provadas 5,2 6,9 5,8 6,9 6,9

Total (trilhões m3) 40,7 53,6 43,3 58,9 59,5

Fonte: National Petroleum Council 2003; United States Geological Survey 2010; Minerals

Management Service 2006; Potential Gas Committee 2009; Energy Information Administration 2009, Apud MIT, 2010.

A partir do anteriormente exposto podemos concluir que,

dada a significativa quantidade de recurso de gás de folhelho nos EUA e o fato de os avanços e conhecimento tecnológico para exploração em larga


Ano 2012

68

escala desses recursos ainda estarem em fase relativamente incipiente,

seu potencial para transformar o cenário energético dos EUA, e mesmo

internacional, é potencialmente muito grande. Entretanto, a forma e a

velocidade em que se este processo ocorrerá, depende ainda do melhor

esclarecimento de diversas questões, que serão ainda abordadas ao longo

desta seção, tais como os riscos e impactos ambientais derivados da

exploração desses recursos, o alcance da regulação federal sobre a atividade e os custos de produção a longo-prazo, particularmente em

cenário de preços decrescentes.

3.3 Impactos do shale gas sobre o mercado e o preço de gás natural

É fato que o gás de folhelho vem alterando o cenário de

oferta de gás natural nos EUA nos últimos anos. Atualmente o país é o

maior produtor mundial de gás natural, ver Gráfico 24, tendo produzido

611 bilhões de m3 do energético em 2010, ou 19,3% (BP, 2011) da oferta mundial. Embora, parcela significativa do volume produzido seja ainda de

fontes convencionais, onshore e offshore, (52%, em 2010), as fontes não convencionais77 vêm assumindo importância crescente, (48%), em especial

o gás de folhelho, que representou 23% da produção interna dos EUA em

2010.

Gráfico 24 - Produção de gás natural dos 7 maiores produtores mundiais 2009-2010

Fonte: Elaboração própria a partir de dados BP, 2011.

Como é de se esperar, o aumento na oferta de gás natural vem tendo reflexos sobre o nível de preços deste energético no país. O

Gráfico 25 apresenta a evolução dos preços do gás natural no Henry Hub desde 2004. A partir do Gráfico 25 observa-se que os preços do gás

77 Neste caso está se considerando o metano em camadas de carvão, o gás natural de folhelho e o tight gas.

70

170

270

370

470

570

670

Estados Unidos Rússia Canadá Irã Noruega Qatar China

Bil

hõ

es

m3

2009 2010


Ano 2012

69

passaram do patamar médio de US$ 6-8/MBTU, com picos de até

US$ 13/MBTU entre os anos de 2004 e 2008, para o nível de US$ 3-

5/MBTU nos últimos três anos (2009,2010 e 2011). Em 2011 o valor

médio do gás natural no Henry Hub foi de US$ 3,99/MBTU. A expectativa

para 2012 é de os preços do gás natural no mercado norte-americano

caiam ainda mais, situando-se no patamar de US$ 3,35/MBTU

(EIA/DOE,2012d). De acordo com os dados do Platts, entre janeiro e meados de fevereiro de 2012, o preço médio do energético no Henry Hub

foi de US$ 2,69/MBTU. Embora para 2013 o EIA preveja recuperação e

situe-se no patamar de US$ 4,07/MBTU, esta ainda seria pequena, não

revertendo o cenário, que se mantém desde meados de 2008, de preços

baixos do gás natural nos EUA.

Gráfico 25 - Evolução semanal dos preços do gás natural nos EUA 2004-2011 – Henry Hub

Fonte: Elaboração própria, a partir de dados Platts.

Embora, fatores como a crise econômica mundial, que teve

início nos EUA em meados de 2008 e afetou fortemente o ritmo de

crescimento do país com reflexos sobre a demanda por energia ao longo do período citado, tenham tido influência sobre a queda nos preços do gás

natural nos EUA, sua principal causa é o aumento da produção interna de

gás a partir de fontes não convencionais78.

78 Deve-se também acrescentar que a queda adicional observada no final de 2011, pode ser atribuída em parte às temperaturas amenas que vem sendo verificadas nos EUA, o que acabou por manter o consumo de gás natural em níveis relativamente baixos e os estoques altos.

1,00

3,00

5,00

7,00

9,00

11,00

13,00

15,00

17,00

US$

/MB

TU


Ano 2012

70

De uma forma geral pode-se dizer que o aumento da

produção interna de gás natural nos EUA tem provocado seu

descolamento tanto em relação ao preço do petróleo no mercado

internacional quanto do preço do gás natural em relação a outros

mercados regionais. Essa alteração no padrão de comportamento dos

preços do gás natural no mercado estadunidense, bem como suas

implicações e viabilidade no longo-prazo é o tema que a presente seção buscará discutir.

3.3.1 Impactos do shale gas sobre o comportamento dos preços do gás natural nos EUA

O descolamento dos preços do gás natural dos preços do

petróleo, que vem sendo observado nos EUA desde 2006 indica uma mudança significativa no padrão de precificação do gás natural.

Tradicionalmente, os preços dos derivados de petróleo serviram como parâmetro para o preço do gás natural, uma vez que em

função da difusão tardia desse energético, devido às dificuldades associadas a seu transporte, o gás teve freqüentemente que disputar o

mercado com outras fontes de energia já estabelecidas. Conseqüentemente, o gás natural encontrou dificuldades para desenvolver

mercados cativos e, dessa forma, seu valor de mercado foi, historicamente,

dado pelo preço dos combustíveis concorrentes, ou seja, a forma de precificação do gás natural dependeu frequentemente do custo de

oportunidade relacionado com o deslocamento de outras fontes energéticas79.

Nos Estados Unidos, a possibilidade de substituição entre derivados de petróleo e o gás natural nos setores industrial e de geração de energia elétrica levou a que o preço do gás tivesse, em certa medida,

como parâmetro superior o preço dos destilados de petróleo (como, por exemplo, o diesel) e como parâmetro inferior o preço do óleo combustível.

Nesse contexto, variações no preço do óleo cru quando viessem a ser

refletidas nos preços dos destilados e do óleo combustível eram seguidas de movimento correspondente nos preços do gás natural. Nesse sentido,

os preços do petróleo e do gás natural tendiam a manter uma relação 79 É importante observar que, embora a indústria de gás natural possa ser considerada uma indústria antiga, as deficiências na tecnologia de transporte levaram a que o gás natural penetrasse tardiamente em mercados geograficamente distantes da localização das reservas, de forma que encontrou dificuldades em desenvolver mercados exclusivos, tendo freqüentemente que disputar mercado com outras fontes de energia já estabelecidas e pelas quais pode ser substituído de forma relativamente fácil. Alguns exemplos: no setor industrial o gás disputa mercado com o óleo combustível e o carvão mineral ou vegetal; no setor de transportes o gás natural pode substituir a gasolina e o óleo diesel; já na geração de energia elétrica o gás tem o mesmo papel que o diesel, o óleo combustível e o carvão. Este risco de mercado pelo lado da demanda resulta na comum aplicação do mecanismo de netback pricing para a formação do preço do gás natural (Dahl, 2004; Pinto Jr. et al, 2007). Ou seja, na definição dos preços do gás são considerados os preços de seus substitutos (Mathias, 2007).


Ano 2012

71

baseada na capacidade de substituição entre os dois energéticos, ou entre

o gás natural e os derivados de petróleo concorrentes, dependendo do

segmento de mercado (EIA/DOE, 2009a).

Dada a equivalência energética entre os produtos, esta

relação poderia variar de 6:1 a 10:1. A possibilidade de desvios dessa

relação, em virtude de desequilíbrios pontuais de oferta e demanda em

algum dos mercados, não abalava a premissa, já que a longo-prazo a tendência seria sempre a de que os preços voltassem a seguir este padrão

de comportamento(EIA/DOE,2009a; MIT, 2010). Essa relação de preços

foi mantida até mais ou menos o início de 2006, conforme pode ser visto

no Gráfico 26 a seguir, quando se começa a observar um aumento mais

persistente do spread entre os preços do gás natural e do petróleo nos EUA, que vai se intensificar a partir de 2008.

Gráfico 26 - Comportamento dos preços do gás natural nos EUA e do petróleo tipo WTI 1999-2011 (base: setembro de 1999 = 100)

Fonte: Elaboração própria a partir de dados BP, 2011; Platts.

De acordo com o Departamento de Energia dos Estados

Unidos (DOE), entre 2000 e 2005, a razão entre o preço do óleo cru, em dólares por barril, e do gás natural, em dólares por milhão de Btu,

situaram-se, em média, na faixa de 7:1. Já entre 2006 e o início de 2009 a

relação entre os preços foi de 11:1 e em meados de 2009, a relação já era de 18:1 e de mais de 20:1 no primeiro semestre de 2011(EIA/DOE,2009a;

MIT, 2010).

A título de ilustração, também percebemos, a partir do Gráfico 26, que em 2006 os preços do óleo cru encontravam-se em

trajetória ascendente, o que acabou puxando os preços do óleo combustível para cima, entretanto, os preços do gás natural não

0

100

200

300

400

500

600

700

WTI - US$/bbl Henry Hub - US$/MBTU


Ano 2012

72

acompanharam este movimento de alta. Conseqüentemente, os

consumidores finais que podiam mudar do óleo combustível para o gás

natural o fizeram nesse momento. Entretanto, o crescimento na demanda

de gás ocasionado pelo aumento de competitividade deste energético

frente aos seus substitutos derivados de petróleo não levou, como

tradicionalmente, ao aumento do preço do gás natural nos EUA, de forma

que o diferencial de preços foi mantido, exceto por pequenos períodos de tempo, como no final do ano de 2006. Paralelamente, à medida que

aumentou a oferta de gás natural a preços mais baixos estimulou-se o

aproveitamento de todas as oportunidades de mudança de derivados de

petróleo para o gás natural. Dado que a oferta de gás seguiu crescendo

nos Estados Unidos, a relação entre o preço médio do óleo cru e do gás

natural seguiu aumentando. Nesse sentido, a partir do Gráfico 26, é

possível ainda verificar que tanto o óleo cru quanto o gás natural sofreram

quedas abruptas de preços entre 2008 e 2009, entretanto, o WTI já

começa a mostrar sinais consistentes de recuperação a partir de 2009, enquanto os preços do gás natural seguem em trajetória de queda nos

EUA (EIA/DOE,2009a). Logo, torna-se cada vez mais claro que os fatores

estruturais que estão atualmente direcionando o mercado de petróleo e de

gás nos EUA são distintos. O mercado de gás natural nos EUA tem

respondido cada vez mais às condições internas associadas a oferta e

demanda e menos a fatores relacionados ao comportamento da indústria do petróleo.

Uma primeira implicação dessa mudança no padrão de

comportamento dos preços do gás nos EUA é que, embora ainda seja

muito precoce afirmar que o mercado de petróleo não afeta mais o de gás natural no país (EIA/DOE,2009a ), ela indica que a relação entre os preços

dos dois energéticos mudou significativamente no país tornando-se bem

mais complexa que antes, não podendo, portanto, ser definida apenas em

termos de equivalência energética entre os produtos, ou qualquer outra

regra de bolso (MIT, 2010). Outra implicação derivada do aumento do spread entre os

preços do petróleo e do gás natural no mercado estadunidense é a

ampliação da competitividade do gás natural frente a outros energéticos, o que abre caminho para aumento de sua participação em segmentos como

o de geração de energia elétrica e mesmo de transportes. Como benefícios

adicionais do aumento da participação do gás natural na matriz

energética do país, pode-se ainda citar o fato de (i) ser uma fonte mais limpa em termos de emissões que o carvão e o petróleo. No que tange às

emissões de CO2 especificamente, o gás natural emite apena 50% de CO2

quando comparado ao carvão e cerca de 30% quando compara-se ao óleo

combustível e (ii) segurança de oferta, já que ao contrário do petróleo, o


Ano 2012

73

aumento da participação do gás na oferta de energia nos EUA, não

implicaria aumento da dependência de fontes externas.

3.3.2 Impactos do shale gas sobre o mercado internacional de GNL

Diferentemente do que ocorre na indústria do petróleo, não

se pode ainda falar de um mercado mundial de gás natural e sim de mercados regionais. As próprias características físicas80 do gás dificultam

e encarecem seu transporte, que acaba constituindo parcela significativa

dos custos totais para o consumidor, seja por duto ou GNL, e dificultando

a formação de um mercado mundial de gás natural (DAHL, 2004). Além do

mais, as principais81 formas de transporte de gás natural, gasodutos e

GNL, implicam em aporte de elevadas somas de capital em ativos

específicos, geralmente viabilizados a partir de contratos de longo-prazo

com clausulas take-or-pay82 e ship-or-pay (Dahl, 2004; IEA, 2002). Essas condições específicas do mercado de gás natural acabam restringindo a formação de um mercado mundial de gás natural, capaz de ligar os

centros produtores aos principais consumidores. É fundamental, portanto, destacar algumas características atuais do comércio

internacional de gás natural. Em 2010, a produção mundial de gás

natural foi de 3.193,3 trilhões de metros cúbicos, desse montante cerca de

30% foi comercializado internacionalmente (975,22 bilhões de m3). A

maior parte desse comércio internacional de gás, entretanto, ocorreu por meio de gasodutos, apenas 297,63 bilhões de m3 ou 9,3% do total

produzido no mundo foi por meio de GNL (BP, 2011). Esse fato acaba

conferindo uma dimensão majoritariamente regional ao mercado de gás

natural, inclusive em suas diferentes formas de precificação. Atualmente, pode-se falar em três principais mercados

regionais de gás natural: o mercado norte-americano, o europeu e o asiático. Cada um desses mercados tem características próprias no que 80 O gás natural apresenta baixa densidade calórica quando comparado ao óleo cru. Essa característica faz com que a mesma quantidade de energia sob a forma de GN ocupe volume 1000 vezes maior que sob a forma de petróleo (Pinto Jr, et al, 2007). 81 Uma outra forma de transporte de gás natural é por meio de sua compressão, o chamado gás natural comprimido ou GNC. Quanto maior a compressão do gás, menor o volume ocupado. O gás pode ser transportado em cilindros especiais, capazes de suportar altas taxas de compressão (até 200 Bar). 82 Na indústria de gás natural, a elaboração de contratos de longo-prazo do tipo take-or-pay e ship-or-pay contribuíram para reduzir o nível de incerteza nessa indústria e garantir os estímulos necessários para que os agentes realizassem os investimentos necessários na produção de gás natural e na construção de gasodutos. Os contratos take-or-pay garantem que uma quantidade mínima de gás natural será paga pelo comprador por um preço previamente estabelecido, independentemente de a empresa compradora retirar integralmente esse montante no momento do fornecimento físico, ou seja, elas protegem o produtor e a gestão de seus volumes de reservas de gás natural em sua relação com as firmas proprietárias do gasoduto82. As cláusulas ship-or-pay têm o mesmo espírito, mas se referem ao volume de gás transportado, ou seja, garante-se à empresa transportadora e proprietária do gasoduto a compra de determinada quantidade de gás a um preço previamente estabelecido. Outras cláusulas bastante comuns foram as da nação mais favorecida (que visa a garantir aos agentes envolvidos na transação as mesmas regras aplicadas a contratos semelhantes dentro da mesma região geográfica) e a dedicação das reservas.


Ano 2012

74

tange ao grau de maturidade, à dependência de importações,àsfontes de

suprimento,à infraestrutura já estabelecida da malha dutoviária, entre

outros fatores. Ainda mais importante é que cada um desses mercados

estabelece o preço do gás de forma distinta. No caso do mercado norte-

americano, o preço é estabelecido com base na competição gás-gás e no

livre-acesso a rede de gasodutos de transporte, além de haver um mercado

spot e de derivativos bem estabelecido que serve para administrar o risco. Já no mercado europeu, as relações são mais baseadas em contratos de

longo-prazo com indexação a uma cesta de óleos substitutos. Além disso,

embora venha tendo esforços por parte da União Européia, o acesso aos

gasodutos ainda se dá de forma restritiva,ou seja, não há garantia de livre

acesso por meio de uma regulamentação unificada. Por fim, o mercado

asiático, até por sua menor disponibilidade de fontes internas, tem maior

preponderância de contratos de longo-prazo com preços indexados ao óleo

cru.

Apesar da variedade de formas organizacionais entre os 3 mercados, bem como outras diferenças no que concerne à quantidade de

reservas e aoacesso a fontes de suprimento,os preços do gás natural, em geral, costumavam apresentar padrões de comportamento similares. Este

fato devia-se em grande medida a forte relação existente entre os preços

do gás e os preços do petróleo. A partir de 2008, entretanto, este cenário

começa a mudar de forma significativa, conforme pode ser visto no Gráfico

27, a seguir.


Ano 2012

75

Gráfico 27 - Comportamento dos preços do gás natural nos três principais mercados regionais entre 2000 e 2011 (US$/MBTU)

Fonte: Elaboração própria a partir de dados Platts.

A partir da observação do Gráfico 27, podemos inferir que, em geral, os preços do gás natural tendiam a seguir o mesmo padrão de

comportamento. Isto não significa dizer que eram idênticos ou

perfeitamente correlacionados, mas, sim, similares (WHITE, 2011). No

entanto, a partir de 2008, e de forma ainda mais acentuada em 2011, o

que se verifica é a forte ampliação do spread entre os preços de cada um dos 3 mercados citados, com os preços do gás no Henry Hub situando-se no limite inferior e os do mercado japonês no superior. As razões para o

aumento dessa divergência entre os preços do gás natural nos principais

mercados em 2011 já foram apontadas na seção I.1.2 deste Boletim

Anual, cabendo aqui apenas mencionar que, por enquanto, os elementos preponderantes para a determinação dos preços do gás natural continuam

sendo definidos pela dinâmica interna de cada região, não se podendo, portanto falar de um mercado global de gás natural.

Por outro lado, no que tange especificamente às implicações

para o mercado de gás norte-americano do aumento do spread entre o preço do gás natural no Henry Hub e nos demais mercados

internacionais, pode-se destacar a possibilidade de direcionamento de

parte da produção interna para o mercado externo via GNL. Essa possibilidade representa uma completa reversão do

papel dos EUA no cenário internacional de gás natural, já que até 2007 a

perspectiva do próprio EIA era de que o país viesse se tornar cada vez mais dependente das importações de GNL. Dentro dessa perspectiva, a

capacidade de regaseificação de gás natural nos EUA foi ampliada, representando, em 2009, 11,9 bilhões de m3/ano (BROWN, GABRIEL e

EGGING, 2010). Parcela significativa dessa capacidade acabou não sendo

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

US$

/MB

TU

GNL-Japão NBP Henry Hub


Ano 2012

76

utilizada em 2011, sendo aproveitada para estocagem de gás natural para

venda posterior ou reexportação para mercados em que os preços

estivessem mais atrativos, como o asiático ou europeu. Em 2011, foram

reexportados 1,5 bilhão de m3 de terminais nos EUA, aumento de 62% em

relação a 2010. Atualmente existem 3 terminais de importação de GNL

com autorização para reexportar o gás: Freeport, no Texas, Sabine Pass e

Cameron, ambos em Louisiana83. Nesse novo contexto, de preços baixos e aumento da oferta

interna nos EUA, abre-se oportunidade para os agentes de ampliar as

exportações de gás natural, a fim de auferir ganhos de arbitragem,

particularmente no mercado asiático, em função da forte disparidade de

preços entre os dois mercados.

Consequentemente, algumas empresas já iniciaram

processo para obtenção de autorização tanto para construção de terminais

de exportação de GNL (PLATTS, 2011a) no FERC, quanto para exportação

do gás natural produzido junto ao DOE84. De acordo com a previsão do EIA/DOE85 é de que o país se torne um exportador líquido de GNL a partir

de 2016. Apesar de a tendência do aumento das exportações

estadunidenses ser resultado do crescimento significativo da oferta

interna de gás natural, uma possível consequência seria que a mesma

pressionasse os preços domésticos do energético. De acordo com as

previsões do EIA, o crescimento das exportações de GNL pelos EUA poderia provocar aumento de até 54% dos preços domésticos do gás

natural até 2018, dependendo de fatores como volume exportado e taxa de

crescimento da produção de gás. Ainda segundo o mesmo relatório os

preços do gás natural na boca do poço permaneceriam abaixo de US$ 5,13/MBTU (dólares de 2010) até 2023, e, em 2035, os preços do

energético já teriam alcançado o patamar de US$ 6,69/MBTU. A razão

para a perspectiva de aumento nos preços do gás natural nos EUA seria a

necessidade de explorar recursos cada vez menos produtivos, a fim de de

aumentar a produção. Dado que os preços do gás natural nos EUA mantiveram-se no patamar de US$ 3,96/MBTU em 2011 e até meados de

fevereiro deste ano tiveram média de US$ 2,69/MBTU, este cenário

representa possibilidade de aumento de pelo menos 30% dos preços domésticos do gás natural.

A possibilidade de aumento nos preços internos do gás

natural em razão do crescimento da exportações já gerou uma série de pressões internas para reavaliar os atuais procedimentos para obtenção

83 http://www.eia.gov/naturalgas/weekly/, ultimo acesso em 23/02/2012 84 Oito empresas já aplicaram junto ao DOE para obtenção de licenças para exportação de GNL dos EUA. (Platts, 2012f). 85 EIA/DOE, 2012a.


Ano 2012

77

de licenças para exportação e para a imposição de critérios que levem em

consideração os eventuais efeitos sobre os preços do energético no país

antes de serem concedidas tais autorizações (PLATTS, 2012b; 2012c;

2012f).

De qualquer forma, o cenário ainda é bastante incerto. As

próprias previsões do EIA sobre os volumes de GNL a serem exportados

pelo país vem sendo fortemente questionadas e apontadas como sobreestimadas86 por algumas instituições internacionais. Em todo o caso

torna-se inegável o enorme potencial do gás de folhelho para alterar

completamente a posição dos EUA no mercado internacional de gás.

3.3.3 Perspectivas sobre o desenvolvimento do shale gas em âmbito mundial

O gás de folhelho, assim como outras fontes de gás não

convencional, guardam enorme potencial para ampliar de forma substancial a participação do gás natural na matriz energética mundial

(IEA, 2011b; EIA/DOE, 2011c). Entre as vantagens do gás natural pode-se destacar o o benefício ambiental e de segurança energética, já entre os

pontos negativos merece menção o desconhecimento das técnicas

utilizadas na exploração deste recurso fora dos EUA, bem como as

incertezas referentes aos impactos do uso em larga escala do fraturamento

hidráulico, particularmente em função do desconhecimento dos compostos químicos utilizados no processo, sobre o meio ambiente. Nesse

contexto, esta sub-seção buscará analisar brevemente as perspectivas de

exploração do gás de folhelho fora dos EUA.

O sucesso na exploração de gás de folhelho nos EUA vem atraindo o atenção de diversos países, interessados em aprender com a

experiência americana e seu potencial para aplicação em outras partes do

mundo. Conforme já mencionado, há enorme potencial de exploração de

gás de folhelho fora dos EUA. A título de ilustração, o Tabela 5, a seguir,

mostra as estimativas mundiais de reserva de gás de folhelho.

86 A esse respeito ver Platts, ,2012d.


Ano 2012

78

Tabela 5 - Estimativa das reservas mundiais de gás natural.

País Reservas de Gás Natural

Comprovadas (trilhões de m3)

Reservas de Gás de folhelho técnicamente recuperáveis

(trilhões de m3)

Europa França 0,01 5,10

Alemanha 0,18 0,23

Holanda 1,39 0,48

Noruega 2,04 2,35

Reino Unido 0,25 0,57

Dinamarca 0,06 0,65

Suécia - 1,16

Polônia 0,16 5,29

Turquia 0,01 0,42

Ucrânia 1,10 1,19

Lituânia - 0,11

Outros(87) 0,08 0,54

América do Norte Estados Unidos(88) 7,71 24,40

Canadá 1,76 10,98

México 0,34 19,28

Ásia China 3,03 36,10

Índia 1,07 1,78

Paquistão 0,84 1,44

Oceania Austrália 3,11 11,21

África África do Sul - 13,73

Líbia 1,55 8,21

Tunísia 0,07 0,51

Argélia 4,50 6,54

Marrocos 0,00 0,31

Saara Ocidental - 0,20

Mauritânia 0,03 -

América do Sul Venezuela 5,06 0,31

Colômbia 0,11 0,54

Argentina 0,38 21,91

Brasil 0,37 6,40

87 Romênia, Hungria e Bulgária. 88 A estimativa das reservas de shale gas dos EUA foram recentemente revisadas pelo EIA, que reduziu para 13,5 trilhões de m3 a estimativas das reservas não provadas tecnicamente recuperáveis de shale gas no país.


Ano 2012

79

Chile 0,10 1,81

Uruguai - 0,59

Paraguai - 1,76

Bolívia 0,75 1,36

Total das Áreas Acima 36,07 187,47

Total no Mundo 187,10 -

Fonte: EIA/DOE89.

Apesar das estimativas de reservas de gás de folhelho fora

dos EUA serem significativas, sua exploração em larga escala ainda não

aconteceu. A razão principal é o grau ainda muito incipiente em que se

encontra o conhecimento sobre estes recursos em outras partes do

mundo. Em primeiro lugar deve-se apontar que, em função do

pouco interesse que os reservatórios de folhelho despertavam nos

operadores até bem pouco tempo, as próprias informações geológicas sobre este recurso são muito incertas, de forma que os agentes tem pouco

conhecimento sobre o potencial, a qualidade e a localização dos melhores pontos para exploração do gás de folhelho em plano mundial. Essa

situação é bem diferente da verificada nos EUA, onde desde a década de

1980 já houve interesse em aumentar o mapeamento deste tipo de rocha.

Ainda assim, não se pode esquecer que, mesmo nos EUA, todo o processo, entre aprimorar o conhecimento geológico das áreas e a exploração

comercial dos recursos, durou mais de vinte anos, nos quais milhares de

perfurações foram realizadas, a fim de aumentar o volume de informação

(GÉNY, 2010). Além disso, dado que as formações de gás de folhelho são

distintas, as informações oriundas da experiência norte-americana não podem ser diretamente aplicadas em outros lugares e cada campo deve

ser avaliado individualmente. Logo, não há, a princípio, razão para

acreditar que este processo demorará menos tempo em outras partes do

mundo ou exigirá menos dispêndios de recursos. Outra razão para o estágio ainda inicial em que se encontra

a exploração do gás de folhelho fora dos EUA é o fato de que, como este

recurso até bem pouco tempo não despertava interesse da grandes empressas da área de petróleo e gás, foram as companhais

indenpendentes quem realizaram os maiores avanços tecnológicos e

passaram a deter maior grau de expertise na exploração destes recursos. Este fato acabou agindo como um limitador da disseminação do

conhecimento na exploração de gás de folhelho fora dos EUA (IEA, 2011b).

Deve-se, entretanto, ressaltar que, este é uma obstáculo que já vem sendo

superado pelas majors a partir de operações de fusões e aquisições, que

89 EIA/DOE 2011c.


Ano 2012

80

permite não só o acesso aos recursos materiais, mas também ao

conhecimento e à experiência adquiridos pelas empresas independentes

nos EUA e que podem ser utilizados em outras partes do mundo.

Tabela 6 - Fusões, aquisições e joint ventures envolvendo Majors e empresas independentes na exploração de gás de folhelho 2008-2010

Fonte: Notas de imprensa, Apud: Gény, 2010.

Por fim, não se pode esquecer que dado o fato de que a

produção em larga escala de gás de folhelho, mesmo nos EUA, ser bastante recente, ainda há muita incerteza sobre os impactos ambientais

derivados particularmente da utilização em larga escala do fraturamento

hidráulico em sua exploração. As preocupações se referem em especial (i)

Data Anunciada

Tipo de Acordo

Comprador Vendedor Ativo/Região

08/11/10 Acquisition Chevron Atlas Energy Marcellus shale, Utica shale

08/10/10 Joint

Venture Statoil

Talisman, Enduring

Resources Eagle Ford shale

16/06/10 Asset

purchase

BG

Group/Exco Southwestern Energy Haynesville shale

28/05/10 Asset

purchase Shell N/A Eagle Ford shale

28/05/10 Asset

purchase Shell East Resources Marcellus shale

10/05/10 Joint

Venture BG Group Exco Resources Marcellus shale

21/04/10 Acquisition BG

Group/Exco Commom Resources Haynesville shale

02/03/10 Joint

Venture BP Lewis Energy Eagle Ford shale

04/01/10 Joint

Venture Total Chesapeake Barnett shale

14/12/09 Acquisition ExxonMobil XTO

San Juan, Barnett,

Fayetteville, Woodford, Bakken, Haynesville,

Marcellus

30/06/09 Joint

Venture BG Group Exco Resources Haynesville shale

18/05/09 Joint

Venture ENI Quicksilver Barnett shale

25/11/08 Joint

Venture Statoil Chesapeake Marcellus Shale

02/09/08 Joint

Venture BP Chesapeake Fayetteville shale

07/05/08 Joint

Venture ExxonMobil Newfield Exploration South Texas


Ano 2012

81

aos grandes volumes90 de água exigidos pela utilização em larga escala do

fraturamento hidraulico e (ii) o risco de contaminação de lençois de água

pelos aditivos químicos utilizados no processo. Essa preocupação torna-se

ainda maior pelo desconhecimento tanto do público quanto do governo

sobre a a composição química destes aditivos91. Em razão dessa

incerteza sobre os impactos ambientais da expansão do fraturamento

hidráulico na exploração de gás de folhelho, alguns países vem impondo restrições sobre a utilização dessa técnica, como a França que em 2011

baniu a utilização do fraturamento hidraulico na exploração de gás de

folhelho no país.

Apesar dos obstáculos e limitações apontados, o interesse

na exploração de gás de folhelho fora dos Estados Unidos é bastante

grande, particularmente em razão do grande potencial para aumento da

ofera de gás natural e dos benefícios ambientais derivados da ampliação

da utilização de gás natural, em relação a outras fontes fósseis de energia,

como o carvão e o petróleo, mas também por razões de segurança energética. Já que, ao contrário das reservas de gás convencional que

estão fortemente concentradas geograficamente92, as reservas de gás de folhelho estão distribuídas de forma mais diversificada ao redor do globo,

o que pode ser um forte incentivo, tanto em termos de aumento da

segurança de oferta quanto de diversificação de fontes de energia, ao

menos para alguns países, para o desenvolvimento destes recursos em

escala mundial.

90 O total de água injetado por poço varia de 7.500 a 20.000 m3 por poço (IEA, 2011b). 91 Nos EUA já se está fazendo progressos a este respeito. Embora a composição precisa dos aditivos utilizados ainda permaneça sob guarda do operador, diversas empresas já vem dando maior transparência a respeito dos aditivos utilizados (MIT, 2010) 92 Mais de 50% das reservas mundiais de gás convencional estão localizadas em três países: Qatar, Irã e Rússia (BP, 2011)


Ano 2012

82

Principais Índices

Fonte: Base de dados Platts

Produtos 2010 2011 Variação

WTI 1st Month (US$/bbl) 95,04 102,48 7,83%

WTI 2nd Month (US$/bbl) 95,59 102,82 7,56%

Marlim (US$/bbl) 100,48 108,50 7,98%

Brent 1st Month (US$/bbl) 111,27 117,21 5,35%

Brent 2nd Month (US$/bbl) 109,91 116,93 6,39%

Brent Dated (US$/bbl) 111,26 117,40 5,52%

Gasoline 10 PPM (US$/bbl) 118,35 125,79 6,28%

NY Unleaded 87 (US$/bbl) 118,13 124,54 5,42%

NY Unleaded 93 (US$/bbl) 124,92 131,49 5,26%

ULSD 10 PPM (US$/bbl) 113,73 118,37 4,08%

ULSD USGC (US$/bbl) 124,82 132,02 5,77%

Henry Hub TDt Abs (US$/MBTU) 4,00 2,51 -37,13%

Henry Hub FDt Com (US$/MBTU) 4,01 2,54 -36,52%

Henry Hub FDt Abs (US$/MBTU) 4,00 2,54 -36,48%


Ano 2012

83

PARTE II – MERCADO NACIONAL

1. ANÁLISE DO COMPORTAMENTO DOS PREÇOS DOS COMBUSTÍVEIS AUTOMOTIVOS LÍQUIDOS

O objetivo desta seção consiste em avaliar os principais

fatores que afetaram a dinâmica dos preços no mercado nacional dos combustíveis automotivos líquidos, com destaque para a evolução atípica,

ao longo de 2011, dos preços ao consumidor final de gasolina e de etanol

hidratado, justificada, essencialmente, pelas condições de oferta e

demanda do etanol no país. Já os preços médios do óleo diesel nos

segmentos de produção, distribuição e revenda mantiveram

comportamentos relativamente estáveis em todo o ano.

A análise deste Boletim, ressaltando os aspectos

conjunturais e estruturais do comportamento dos preços, foi efetuada a

partir das informações tanto da pesquisa semanal de preços da ANP referentes aos segmentos de distribuição e de revenda93, quanto dos

preços médios dos produtores94. Essas informações são disponibilizadas no sítio eletrônico da Agência. Além disso, cabe destacar que,

periodicamente, análises conjunturais acerca da evolução dos preços dos

principais derivados de petróleo no mercado nacional são sintetizadas nos

Relatórios Mensais de Acompanhamento de Mercado, também disponíveis

no sítio eletrônico da ANP.

1.1 Gasolina comum e etanol hidratado combustível

Com base no estudo “Análise do comportamento dos preços de revenda da gasolina comum e do etanol combustível no 1º semestre de

2011” (BARAN, ESTEVES, 2011), elaborou-se análise acerca do

comportamento dos preços dos combustíveis que atendem a demanda dos

veículos com motores do ciclo Otto95.

O ano de 2011 foi marcado por aumentos expressivos dos preços ao consumidor final do etanol hidratado e da gasolina registrados no primeiro quadrimestre do ano. Essa situação ocorreu em consequência

das majorações nos preços praticados pelos produtores de etanol –

hidratado e anidro (que é misturado com a gasolina A) -, em um momento de escassez do produto combinado com uma demanda crescente do etanol

hidratado, dado o aumento da frota de veículos bicombustíveis. No

entanto, após o início da safra da cana de açúcar, quando houve recuo 93 Os dados semanais referentes ao Levantamento de Preços dos Combustíveis estão disponíveis em: http://www.anp.gov.br/preco/. 94 Os dados dos preços dos produtores de derivados de petróleo podem ser consultados no endereço eletrônico http://www.anp.gov.br/?id=2368. 95 No caso, gasolina e etanol.


Ano 2012

84

dos preços em todos os segmentos da cadeia produtiva, os preços relativos

entre os energéticos, favoreceram, em geral, o consumo de gasolina. Essas

questões serão examinadas nesta subseção.

Nos últimos anos, os preços da gasolina A nas unidades

produtoras do país, não obstante a volatilidade dos preços do petróleo e

seus derivados no mercado internacional, apresentaram comportamento

relativamente estável, fortemente influenciados pela política de preços da Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras), responsável por mais de 95% da

gasolina A comercializada no Brasil. De fato, os aumentos e as reduções

nos preços de produção da gasolina A têm sido compensados

integralmente ou em parte por diminuições e acréscimos da CIDE

(Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico)96 e, portanto, o

impacto dessas variações pouco influenciaram os preços ao consumidor

final97.

Para uma melhor compreensão do comportamento

observado no mercado de gasolina comum no ano de 2011, torna-se necessária a análise não apenas da evolução dos preços da própria

gasolina comum no Brasil em suas diferentes etapas de produção e de comercialização, mas também da magnitude da ampliação da

interdependência dos mercados de gasolina e etanol, bem como dos

impactos de variações dos preços do etanol hidratado e anidro nas

unidades produtivas nos preços praticados nos mercados de distribuição e

de revenda de gasolina comum (MAPA, 2010, 2011)98. Os preços de produção do etanol possuem, historicamente,

comportamento sazonal que acompanha os períodos de safra e de

entressafra de cana-de-açúcar. O comportamento desses preços, por seu

turno, influencia os preços nas etapas seguintes da cadeia produtiva (distribuição e revenda), contribuindo, portanto, para uma grande

variabilidade nos preços de revenda do etanol ao longo do ano.

Anualmente, a sazonalidade típica da comercialização de

produtos agrícolas99 faz com que os preços de etanol combustível sejam

objeto de discussão, tendo em vista o efeito combinado dos períodos de entressafra do plantio de cana-de-açúcar, que naturalmente já promove aumento sazonal de preços do etanol independentemente de qualquer 96 Em 26 de setembro de 2011 e em 1º de novembro de 2011, a alíquota da CIDE incidente sobre a gasolina e suas correntes foi reduzida por meio dos Decretos nº 7.570/2011 e nº 7.591/2011, com o objetivo de compensar, para o consumidor final, incremento no preço da gasolina C em função de alteração no percentual de etanol anidro adicionado à gasolina A e aumento de 10% no preço da gasolina A nas unidades produtoras, respectivamente. 97 Cabe informar que questões pertinentes à tributação incidente sobre combustíveis automotivos são de competência exclusiva dos governos estaduais e federal. 98 A gasolina comum comercializada no país é composta, desde 1º de outubro de 2011, por uma mistura de 80% de gasolina A e 20% de etanol anidro combustível. Anteriormente, essa proporção era de 75% e 25%. 99 As safras de cana-de-açúcar na região Centro-Sul, responsável por cerca de 90% da área colhida do produto, se iniciam em abril/maio e terminam em novembro/dezembro, enquanto que na região Norte-Nordeste começam em setembro/outubro e se encerram em fevereiro/março.


Ano 2012

85

desvio para produção de açúcar100, com a trajetória crescente da demanda

interna por etanol hidratado em virtude do aumento da frota de veículos

bicombustíveis (flex fuel101). Cabe observar que a relação de interdependência entre os

mercados de gasolina e etanol é mais facilmente percebida naqueles

mercados em que, em período de safra, a competitividade do etanol frente

à gasolina tende a ser muito alta, em virtude tanto da proximidade dos centros produtores, o que reduz o valor do frete, quanto de grandes

economias de escala na comercialização do produto.

O Gráfico 28, a seguir, apresenta a evolução do preço médio

nacional da gasolina no mercado brasileiro entre janeiro de 2010 e

dezembro de 2011, com base nos preços dos produtores da gasolina A102 e

nos preços da gasolina comum nas etapas de distribuição e de revenda103.

100 Embora este movimento dos preços do etanol possa, em anos de alta nos preços do açúcar no mercado internacional, ser acentuado em decorrência de decisões de ampliação da produção de açúcar por parte dos produtores. 101 Segundo a Associação Nacional dos Fabricantes de Veículos Automotores – ANFAVEA, entre março de 2003 e dezembro de 2011, dos 21 milhões de automóveis e comerciais leves licenciados, 15,3 milhões foram flex fuel (aproximadamente 50% de participação estimada na frota total de veículos leves). Porém, a participação dos veículos movidos à gasolina está aumentando em função de incremento significativo, verificado nos últimos meses, do licenciamento de veículos importados. 102 Nesses preços estão incluídas, quando couber, as parcelas relativas à Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico – Cide, aos Programas de Integração Social e de Formação do Patrimônio do Servidor Público – PIS/Pasep e à Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – Cofins. Não incluem os valores do ICMS, cujas alíquotas e base de cálculo dependem de legislação própria de cada estado da Federação. Dados disponíveis em http://www.anp.gov.br/?pg=59190&m=&t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&cachebust=1332185105909. 103 Preços médios ponderados mensais calculados a partir do Levantamento de Preços e de Margens de Comercialização de Combustíveis, disponíveis em http://www.anp.gov.br/?pg=59141&m=&t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&cachebust=1332185144558.


Ano 2012

86

Gráfico 28 - Comportamento dos preços médios mensais da gasolina no Brasil entre janeiro de 2010 e dezembro de 2011(R$/litro)

Fonte: ANP/CDC.

A partir da observação do Gráfico 28, podemos perceber

estabilidade dos preços médios no país entre janeiro de 2010 e fevereiro de

2011. Entre março e maio de 2011, verificou-se forte elevação no preço do combustível nas etapas de distribuição e de revenda, o que não foi

consequência do comportamento dos preços médios da gasolina A na

etapa de produção, que se mantiveram relativamente estáveis ao longo de

todo o período analisado.

Destaca-se que no período subsequente, entre junho e

dezembro de 2011, os preços médios nos três segmentos de mercado apresentaram comportamentos estáveis.

Entre fevereiro e maio de 2011, o aumento dos preços médios de revenda de gasolina comum no Brasil foi de 8,4%, enquanto o

dos preços médios de distribuição foi de 8,9%.

Considerando que, além do custo de aquisição da gasolina A, os dois maiores elementos que influenciam a composição nos preços de

gasolina comum são os tributos incidentes e o preço do etanol anidro104, e

que não houve variação positiva na carga tributária incidente sobre a distribuição e a revenda de gasolina C, convém analisarmos o

comportamento dos preços do etanol anidro combustível adicionado à

gasolina A, bem como o dos preços do etanol hidratado, principal substituto da gasolina comum nos mercados de revenda de combustíveis

104 Ver a estrutura de formação de preços de gasolina comum em http://www.anp.gov.br/?pg=41230&m=&t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&cachebust=1306433624856.

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

100,00

110,00

120,00

130,00

1,40

1,60

1,80

2,00

2,20

2,40

2,60

2,80

3,00

R$/litro

Preço Médio de Revenda Preço Médio de Distribuição

Preço Médio de Produção Preço Médio Brent Dated

U$S/bbl


Ano 2012

87

automotivos, para verificarmos os fatores que provocaram a significativa

elevação nos preços da gasolina C entre março e maio de 2011.

Cabe esclarecer que, se por um lado, tanto a produção

quanto os preços de etanol possuem, historicamente, comportamento

sazonal, não se verifica uma resposta proporcional no lado da demanda do

produto, que durante alguns meses pode se comportar até mesmo de

forma contra-cíclica (com a demanda aumentando em períodos de entressafra), o que acaba por intensificar o movimento de alta já esperado

nos preços do produto durante a entressafra.

Os preços de etanol podem ser influenciados não apenas

pelas variações de oferta decorrentes da sazonalidade na produção de

cana, mas também pelos preços dos produtos alternativos ao combustível

(do ponto de vista da oferta, o açúcar e o etanol destinado para outros

fins; do ponto de vista da demanda, a gasolina).

Com o advento dos carros bicombustíveis, a possibilidade

de substituição entre a gasolina comum e o etanol hidratado pelos detentores de carros com esta tecnologia tornou-se uma opção realizada

na hora de abastecer o veículo, baseada nas preferências individuais de cada consumidor e na relação de preços entre os dois combustíveis105. À

medida que aumentou a participação dos carros flex fuel na frota nacional de carros de passeio, passou-se a verificar uma maior elasticidade-preço

cruzada da demanda entre os mercados dos dois combustíveis, isto é, a

variação de preço em um mercado passou a repercutir cada vez mais diretamente e de forma mais imediata na demanda do outro. Se, em 2003

apenas 3,7% do total dos carros produzidos no país eram bicombustíveis,

este percentual atingiu 86,4% da produção nacional em 2010 e 83,1% do

total de veículos licenciados em 2011(ANFAVEA, 2012). O Gráfico 29 apresenta a evolução dos preços médios

mensais de gasolina comum e de etanol hidratado no país, bem como a

razão existente entre eles, de janeiro de 2005 a dezembro de 2011. O

limite de 70% entre os preços do etanol hidratado combustível e da

gasolina C, referente à vantagem econômica em adquirir o etanol

hidratado está indicado pela linha tracejada preta no gráfico.

105 Os bens, embora substitutos, possuem características distintas. Uma destas características, em particular, determina a economicidade da substituição dos combustíveis por parte do consumidor: sendo o poder calorífico do etanol hidratado combustível inferior ao da gasolina comum, só é economicamente vantajoso para o consumidor abastecer com EHC quando o preço deste representar 70% ou menos do preço da gasolina, já que o diferencial entre o poder calorífico dos dois combustíveis tem reflexo direto sobre a rentabilidade por quilômetro rodado.


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Gráfico 29 - Relação entre os preços médios mensais de revenda de gasolina comum e de etanol hidratado combustível no Brasil entre

janeiro de 2005 e dezembro de 2011 (R$/litro)

Fonte: Levantamento de Preços e de Margens de Comercialização de Combustíveis –

ANP.

Como pode ser observado no Gráfico 29, até janeiro de

2006, a gasolina comum e o etanol hidratado, ainda que com ritmos

diferentes, apresentaram trajetória de preços médios de revenda

crescentes. A partir de maio de 2006, os preços médios da gasolina comum passaram a apresentar comportamento relativamente estável,

enquanto os do etanol oscilavam, ao longo do ano, principalmente em função da oferta disponível nos períodos de safra e entressafra da colheita

de cana-de-açúcar. Merecem destaque os picos de preços de etanol hidratado combustível ocorridos em março de 2006 e em fevereiro de 2010, quando os preços médios atingiram patamares próximos de R$

2,00/litro, e em abril de 2011, quando alcançou R$ 2,30/litro.

O movimento que já tinha sido notado no início de 2010, quando pôde ser percebido um pequeno aumento dos preços de gasolina

comum (2,56% entre dezembro de 2009 e fevereiro de 2010) em resposta

ao aumento de 15,09% nos preços de etanol hidratado, no mesmo período, retornou com maior intensidade em 2011.

Ensina a teoria econômica que, em mercados de preços

livres, espera-se que os principais motores de elevações nos preços dos produtos sejam decorrentes de pressões de demanda ou pressões de

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

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1,00

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3,00

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l hid

rata

do

/Gas

oli

na

C

R$/litro

Gasolina comum Etanol hidratado Relação de preço Etanol/Gasolina C

- - - - Vantagem econômica do etanol hidratado


Ano 2012

89

custos106. Pressões de demanda são em geral caracterizadas por um

excesso de procura em relação à oferta disponível de um produto, em

determinado período de tempo, o que pode ocorrer por diversas razões

(aumento da renda disponível, políticas públicas de incentivo à demanda,

mudança nos padrões de consumo da população, dentre outros). Já as

pressões de custos caracterizam-se, principalmente, por elevações nos

preços dos insumos e demais custos das firmas (aumento nas taxas de juros, desvalorização cambial, aumento nos custos de mão-de-obra,

aumentos de impostos, dentre outros). Com base nos dados apresentados

no Gráfico 28, pode ser descartado como fator explicativo das variações

dos preços da gasolina C em 2011 qualquer pressão relativa ao preço do

principal insumo, que é a gasolina A nas unidades produtoras.

No que se refere às pressões de demanda, como pode ser

observado no Gráfico 30, a seguir, o consumo do etanol hidratado

combustível no Brasil apresentou uma tendência de crescimento desde o

início de 2008107. Mesmo com as elevações dos preços do etanol nos primeiros meses de cada ano, a tendência continuava a ser a ampliação

da demanda de etanol hidratado e a retração da participação da demanda de gasolina comum em relação à demanda total de veículos do ciclo Otto

(gasolina e etanol).

106 Há, ainda, um componente inercial, em geral associado a mecanismos de indexação da economia e às expectativas dos agentes privados, o qual não é relevante para a presente análise. 107 O consumo mensal de etanol hidratado combustível passou de 962 mil metros cúbicos em janeiro de 2008 para 1,5 milhão de metros cúbicos em dezembro de 2009, o que correspondeu a uma alta de 57% (informação disponível em http://www.anp.gov.br/?pg=59236&m=&t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&cachebust=1332185610397). Deve-se observar que a informação é baseada nos dados do consumo aparente dos combustíveis, ou seja, nos dados de venda das distribuidoras de combustíveis líquidos.


Ano 2012

90

Gráfico 30 - Consumo de etanol hidratado combustível e de gasolina C no Brasil entre janeiro de 2008 e dezembro de 2011 (mil m3)

Fonte: Elaboração própria a partir de dados preliminares do Sistema de Informações de

Movimentação de Produtos – SIMP/ANP, obtidos em 07/02/2012.

No primeiro trimestre de 2010, deparada com uma elevação

considerada atípica nos preços médios de etanol hidratado, a demanda do

produto cedeu, com retração de 33,3% em relação ao último trimestre de

2009 no país (identificado pela elipse verde no gráfico), podendo ser percebida a resposta imediata no consumo da gasolina comum, com alta

de 6,2% no mesmo período. O movimento observado em 2010 tinha sido,

até então, a mais forte resposta da demanda de etanol a aumentos de

preços, e já refletia os efeitos da elevada participação de veículos flex fuel na frota nacional. A partir de março de 2010, entretanto, a demanda de

etanol hidratado apresenta recuperação e em julho do mesmo ano já havia retornado ao patamar observado no final de 2009, com a consequente

redução do nível de demanda da gasolina, que recuou 5,7%, ao comparar as vendas totais do segundo trimestre de 2010 com as dos três primeiros

meses do mesmo ano.

No primeiro trimestre de 2011, entretanto, os consumos, subitamente, apresentaram maior descolamento, com uma forte resposta

da demanda de etanol hidratado combustível ao aumento de preços do

produto. A queda na demanda deste combustível e o consequente aumento na demanda de gasolina comum (período identificado por um

retângulo violeta) fugiram ao padrão histórico, com o consumo de gasolina

comum no Brasil ampliando-se em 22,2% em um curto espaço de tempo (entre fevereiro de 2011 e março de 2011), o que gerou fortes pressões de

demanda sobre a oferta (e os preços) da gasolina comum.

400

800

1.200

1.600

2.000

2.400

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3.200

3.600

4.000 ja

n/0

8

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11

set/

11

no

v/11

Mil m3

Etanol Hidratado Gasolina C


Ano 2012

91

Já tendo sido descartado qualquer efeito tanto dos preços

da gasolina A nas refinarias quanto dos tributos nos aumentos observados

nos preços de gasolina comum ao consumidor final em 2011, resta avaliar

o comportamento dos preços de etanol anidro combustível, o que é

ilustrado no Gráfico 31, que apresenta os preços semanais de produção de

etanol anidro combustível e de etanol hidratado no estado de São Paulo,

produtor de mais da metade destes combustíveis no país108.

Gráfico 31 - Preços semanais de produção de etanol hidratado combustível e de etanol anidro combustível no estado de São Paulo em

2011 (R$/litro)

Fonte: Elaboração própria a partir de dados do Centro de Estudos Avançados em Economia Aplicada – CEPEA/ESALQ/USP.

Como indica o Gráfico 31, tanto o preço do etanol anidro quanto do hidratado nas unidades produtoras de São Paulo seguiram trajetórias relativamente similares durante todo o ano de 2011,

excetuando o período compreendido entre a segunda quinzena de março e

o final de maio, quando se observa um forte descolamento nas trajetórias de variação dos dois produtos, já que o etanol anidro passa a sofrer

seguidos aumentos até atingir o pico de R$ 2,73/litro em meados de abril,

enquanto os preços do etanol hidratado passaram a apresentar declínio.

108 O estado de São Paulo respondeu, em 2010, por 58% da colheita de cana-de-açúcar no Brasil e 57% da produção total de etanol (segundo dados da CONAB) e por 25% das vendas totais de gasolina comum e por 56% das vendas totais de etanol hidratado no país, segundo dados de vendas desta ANP.

0,50

0,75

1,00

1,25

1,50

1,75

2,00

2,25

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11

23/1

2/20

11

R$/litro

Etanol anidro Etanol hidratado


Ano 2012

92

Considerando-se a adição de etanol anidro combustível à

gasolina A na composição da gasolina comum, os aumentos significativos

de preços no etanol anidro provocaram altas dos preços de distribuição e

de revenda da gasolina comum. Em anos anteriores, os preços do etanol

anidro combustível, embora apresentando comportamentos sazonais, não

subiram o suficiente para ensejar reajustes expressivos nos preços de

distribuição e de revenda da gasolina comum, como ocorreu em 2011. O aumento na demanda por gasolina C, resultado da

migração dos consumidores do etanol hidratado combustível para a

gasolina comum, particularmente no estado de São Paulo, maior

consumidor nacional, em um cenário de restrição da oferta de etanol,

pressionou a demanda de etanol anidro combustível, cuja consequência

foi a alta de 75,77% desses preços nas unidades produtoras entre a

segunda semana de março de 2011 e a segunda semana de abril de 2011,

o que gerou impactos sobre o preço final da gasolina comum. No período

compreendido entre a primeira semana de janeiro de 2011 e a última semana de abril de 2011, a elevação dos preços médios ao consumidor

final de gasolina C foi de 11,7% para o estado de São Paulo e de 10,3% para o Brasil.

Feitas estas considerações, conclui-se que os principais

motivos do aumento no preço médio da gasolina comum consumida no

país em 2011 foram derivados dos comportamentos observados no

mercado de etanol. Como pode ser observado no Gráfico 32, que apresenta a

evolução dos preços mensais de produção de etanol hidratado combustível

e de etanol anidro combustível entre 2003 e 2011, tradicionalmente, o

impacto da restrição de oferta decorrente dos períodos de entressafra da cana-de-açúcar sobre os preços do etanol anidro e do etanol hidratado era

análogo. Verificou-se que, entre 2003 e 2010, as variações de preços do

etanol anidro combustível e do etanol hidratado combustível seguiram

trajetórias relativamente similares. No entanto, entre março e maio de

2011, houve uma alteração nesse padrão de comportamento quando a alta dos preços do etanol anidro foi bem mais acentuada do que a do etanol hidratado.


Ano 2012

93

Gráfico 32 - Preços médios mensais de produção do etanol hidratado combustível e do etanol anidro combustível no estado de São Paulo

entre janeiro de 2003 e dezembro de 2011 (R$/litro)

Fonte: Elaboração própria a partir de dados do CEPEA/ESALQ/USP.

Ao observar o Gráfico 32, nota-se que o preço médio de

produção do etanol anidro atingiu R$ 2,37/litro, em abril de 2011, o que

representou alta de 92,6% em relação a janeiro de 2011. Nesse mesmo

período, o incremento dos preços médios do etanol hidratado foi de 25,1%,

alcançando o valor máximo de R$ 1,42/litro em março de 2011. Desse modo, é evidente que o movimento desses preços foi atípico e os

incrementos foram bastante diferenciados. Particularmente, o preço médio semanal do etanol anidro

produzido no estado de São Paulo superou, no início de abril de 2011, o preço médio semanal de distribuição da gasolina comum no Brasil (um comportamento que não havia sido observado em anos anteriores). O

Gráfico 33, a seguir, apresenta a evolução dos preços médios mensais de

produção de etanol anidro e hidratado e de distribuição e revenda de etanol hidratado e gasolina comum no estado de São Paulo no ano de

2011.

0,20

0,50

0,80

1,10

1,40

1,70

2,00

2,30

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R$/litro

Etanol anidro Etanol hidratado


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Gráfico 33 - Preços médios mensais de produção de etanol anidro e etanol hidratado e de distribuição e revenda de etanol hidratado e

gasolina comum no estado de São Paulo em 2011 (R$/litro)

Fonte: Elaboração Própria a partir de dados do CEPEA/ESALQ/USP e do Levantamento

de Preços e de Margens de Comercialização de Combustíveis – ANP.

Um primeiro fator que levou à elevação dos preços de etanol

combustível (anidro e hidratado) na etapa de produção foi a escalada dos preços do açúcar no mercado internacional, que reduziu

significativamente a vantagem econômica para o direcionamento da

produção das usinas para o etanol hidratado. A destinação de cana-de-

açúcar para a produção de etanol na safra 2010/2011 caiu em 0,36%,

quando comparada à safra anterior (CONAB 2010, 2011), ao passo que para a produção de açúcar, registrou aumento de 7,85% em relação ao

mesmo período. Este movimento reduziu a oferta de etanol combustível no

mercado.

Tradicionalmente, diante de aumentos dos preços do etanol em períodos de entressafra, há incentivos econômicos para que os

produtores de cana-de-açúcar antecipem a safra, ou seja, iniciem a

colheita da cana antes do período programado, a fim de aproveitar a alta dos preços. O impacto da antecipação da safra nos preços, em anos

anteriores, geralmente já começava a ser sentido entre meados de

fevereiro e março, quando os preços iniciavam trajetórias de queda. Em 2011, entretanto, fortes chuvas atingiram as principais regiões produtoras

do Centro-Sul, o que acabou por inviabilizar a antecipação da produção e

contribuiu para a ampliação do desequilíbrio entre oferta e demanda de etanol hidratado no país.

Dado que a oferta de etanol anidro combustível também

sofreu fortes restrições no período, tanto por conta da entressafra e das

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

R$/litro

Etanol anidro - Produção Etanol hidratado - ProduçãoEtanol hidratado - Distribuição Etanol hidratado - RevendaGasolina comum - Distribuição Gasolina comum - Revenda


Ano 2012

95

dificuldades de antecipação da safra, quanto pela redução da parcela

produzida pelas usinas e um incremento maior que o esperado da

demanda por gasolina automotiva109, o preço deste produto aumentou

substancialmente, gerando, pela primeira vez, reflexos significativos no

preço da gasolina comum em todo o país110.

Diante do exposto, fica claro que a alta dos preços médios

de revenda e de distribuição da gasolina comum no ano de 2011, de 5,28% e 4,39%, respectivamente111, foi, em grande parte, reflexo da

escassez de oferta de etanol anidro combustível durante o período de

entressafra em um contexto de aumento contínuo da participação dos

carros flex fuel na frota nacional de veículos. Essa situação foi agravada pelo aumento das cotações internacionais de açúcar, o que incentivou a

exportação do produto e, portanto, a maior produção de açúcar em

detrimento do etanol. Além disso, dificuldades encontradas pelos agentes

econômicos para antecipar a moagem da cana-de-açúcar no segundo

bimestre de 2011 intensificou a escassez na oferta do produto em um momento de demanda aquecida, apesar do volume recorde de 1,14 bilhão

de litros de etanol importado pelo país em 2011112. O incremento de 10% no preço da gasolina A nas refinarias,

vigente desde o dia 1º de novembro de 2011, não exerceu influência sobre

os preços médios de revenda da gasolina comum devido à redução, de

R$ 0,1926 para R$ 0,091 por litro, da alíquota da CIDE incidente sobre o

produto. Já o mercado de revenda do etanol hidratado combustível

no país apresentou, ao longo de 2011, tendência de preços crescentes,

atingindo pico de R$ 2,30 por litro no mês de abril. Entre janeiro e

dezembro de 2011, os preços médios de revenda e de distribuição do produto subiram, respectivamente, 11,99% e 14,25%.

Adicionalmente, convém destacar estimativa divulgada pela

União da Indústria de Cana-de-Açúcar (UNICA), de que a safra 2011/2012

na região Centro-Sul, pela primeira vez desde o início da comercialização

de veículos flex fuel no Brasil, será menor que a safra anterior, diminuindo-se, por conseguinte, a disponibilidade de matéria-prima para

produção de etanol113 pelas usinas (BRASIL, 2011).

109 Deve-se observar que a produção de etanol anidro tende a acompanhar a expectativa dos produtores de etanol sobre a demanda por gasolina C. Como esta foi maior que a esperada, o efeito da entressafra da cana-de-açúcar sobre o preço do etanol anidro acabou por se intensificar. 110 Houve necessidade de importar etanol anidro e gasolina para abastecer o mercado de gasolina comum. 111 O preço médio de revenda da gasolina comum no país, entre junho e dezembro de 2011, permaneceu praticamente estável, em torno de R$ 2,74/litro, o que corresponde a uma variação positiva de 4,1% se comparado ao período compreendido entre janeiro e março de 2011. 112 Disponível em aliceweb.desenvolvimento.gov.br. 113 A Lei nº 12.490, de 16 de setembro de 2011, definiu o etanol como produto energético (biocombustível), dando à ANP competência para regular, autorizar e fiscalizar as atividades relacionadas a sua produção,


Ano 2012

96

1.2 Óleo diesel

Assim como o exposto para a gasolina, não obstante a

volatilidade dos preços do petróleo e seus derivados no mercado

internacional, os preços do óleo diesel nas unidades produtoras do país

apresentaram comportamento relativamente estáveis, fortemente

influenciados pela política de preços da Petrobras, responsável por cerca de 96% do produto comercializado no Brasil. Nos últimos anos, aumentos

e reduções nos preços de produção de óleo diesel têm sido compensados

integralmente ou em parte por diminuições e acréscimos da CIDE e,

portanto, o impacto das variações dos preços dos produtores sobre os

preços ao consumidor final tende a ser inexistente ou pouco expressivo.

Em 1º de novembro de 2011, a alíquota da CIDE incidente

sobre o diesel e suas correntes foi reduzida de R$ 0,07 para R$ 0,047 por

litro, por meio do Decreto nº 7.591/2011, com o objetivo de compensar,

para o consumidor final, o aumento de 2% no preço do óleo diesel nas unidades produtoras.

O Gráfico 34 apresenta uma grande estabilidade na evolução do preço médio mensal do óleo diesel no mercado brasileiro entre

janeiro de 2010 e dezembro de 2011.

Gráfico 34 - Comportamento dos preços médios mensais do óleo diesel no Brasil entre janeiro de 2010 e dezembro de 2011 (R$/litro)

Fonte: ANP/CDC.

importação, exportação, armazenagem, estocagem, transporte, transferência, distribuição, revenda e comercialização, bem como avaliar a conformidade e a certificação de sua qualidade no território nacional.

1,30

1,40

1,50

1,60

1,70

1,80

1,90

2,00

2,10

R$/litro

Preço Médio de Revenda Preço Médio de Distribuição Preço Médio de Produção


Ano 2012

97

Cabe esclarecer que, em outubro de 2007, foi estabelecida a

nova regra de comercialização do óleo diesel, que através da Resolução

nº 5 do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) com base no

artigo 2º da Lei nº 11.097/2005, determinou que, a partir de 1º de janeiro

de 2008, o óleo diesel comercializado em todo o Brasil passasse a conter, obrigatoriamente, 2%, em volume, de biodiesel. Entre 1º de julho de 2008

e 30 de junho de 2009, esse percentual mínimo obrigatório foi de 3%,

conforme a Resolução CNPE nº 2, de 13 de março de 2008. A partir de 1º

de julho de 2009, de acordo com a Resolução CNPE nº 2, de 27 de abril de

2009, começou a vigorar a adição de 4% de biodiesel ao óleo diesel

comercializado no país. Desde 1º de janeiro de 2010, esse percentual é de

5%, de acordo com a Resolução CNPE nº 6, de 16 de setembro de 2009114.

Por fim, cabe ressaltar que os preços médios mensais

apresentados no Gráfico 34 referem-se, essencialmente, a dois tipos de óleo diesel comercializados em postos revendedores: o S500115 e o

S1800116. Apenas nas regiões metropolitanas de Belém/PA117,

Recife/PE118 e Fortaleza/CE119, no decorrer do ano de 2011, ocorreu a comercialização exclusiva do óleo diesel S-50120 em revendas varejistas.

Destaca-se, ainda, que, em cumprimento ao Plano de

Abastecimento de Óleo Diesel de Baixo Teor de Enxofre, aprovado pela

Diretoria da ANP em 28 de julho de 2009, resultante do Acordo firmado pelo Ministério Público Federal, ANP, Estado de São Paulo, Instituto

Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis – IBAMA,

Petrobras e fabricantes de veículos, em 29 em outubro de 2008, e em

atendimento ao Programa de Controle da Poluição do Ar por Veículos

Automotores – PROCONVE (CONAMA, 2008), desde o dia 1º de janeiro de

2012 (ANP, 2011), ocorre a comercialização em todo o território nacional

do óleo diesel S-50, o qual será integralmente substituído a partir de 1º de

janeiro de 2013 pelo óleo diesel S-10121.

114 O biodiesel é um combustível produzido a partir de óleos vegetais ou de gorduras animais que deve atender à especificação estabelecida pela Resolução ANP n° 7, de 19 de março de 2008. Atualmente, o óleo diesel B corresponde à mistura de 95% de óleo diesel e 5% de biodiesel, o qual deve atender às especificações técnicas exigidas pela Resolução ANP n° 42, de 16 de dezembro de 2009, e é obrigatório em todos os postos que revendem óleo diesel. 115 Óleo diesel com teor de enxofre, máximo, de 500 mg/kg. 116 Óleo diesel com teor de enxofre, máximo, de 1800 mg/kg. O S1800, de uso rodoviário, vem sendo gradativamente substituído pelo S500 desde o ano de 2009 e deixará de ser comercializado no país em 1º de janeiro de 2014. 117 Municípios de Ananindeua, Belém, Benevides, Marituba e Santa Bárbara do Pará. 118 Municípios de Abreu e Lima, Araçoiaba, Cabo de Santo Agostinho, Camaragibe, Igarassu, Ipojuca, Itamaracá, Itapissuma, Joboatão dos Guararapes, Moreno, Olinda, Paulista, Recife e São Lourenço da Mata. 119 Municípios de Aquiraz, Caucaia, Chorozinho, Euzébio, Fortaleza, Guaiúba, Horizonte, Itaitinga, Maracanaú, Maranguape, Pacajus e Pacatuba. 120 Óleo diesel com teor de enxofre, máximo, de 50 mg/kg. 121 Óleo diesel com teor de enxofre, máximo, de 10 mg/kg.


Ano 2012

98

Principais Índices – Mercado Nacional

Relação entre os preços do Etanol Hidratado Comum e da Gasolina “C”

Comum por Unidade da Federação (UF) em 2011 (em%)

Fonte: ANP/CDC.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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80% 80% 82% 82%

76% 78% 78%83%

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68%

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80%

86% 86%

71%

81%

73%


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Preços de Revenda dos Combustíveis Automotivos (R$/L) por UF e Variação Anual (2011/2010) (em %)

UF Gasolina "C" Comum Etanol Hidratado Comum Óleo Diesel "B"Comum122

2010 2011 Variação 2010 2011 Variação 2010 2011 Variação

ACRE 2,985 3,113 4,3% 2,408 2,486 3,3% 2,423 2,513 3,7%

ALAGOAS 2,726 2,825 3,6% 1,965 2,262 15,1% 1,995 2,005 0,5%

AMAPÁ 2,849 2,797 -1,8% 2,182 2,282 4,6% 2,237 2,236 0,0%

AMAZONAS 2,613 2,776 6,3% 2,031 2,288 12,7% 2,130 2,159 1,4%

BAHIA 2,714 2,753 1,5% 1,877 2,095 11,6% 1,935 1,944 0,5%

CEARÁ 2,633 2,720 3,3% 1,907 2,132 11,8% 1,976 1,997 1,0%

DISTRITO FEDERAL 2,714 2,832 4,3% 2,015 2,205 9,4% 2,020 2,069 2,4%

ESPÍRITO SANTO 2,686 2,869 6,8% 2,035 2,377 16,8% 2,023 2,058 1,7%

GOIÁS 2,555 2,849 11,5% 1,600 1,973 23,3% 1,934 1,992 3,0%

MARANHÃO 2,583 2,648 2,5% 1,914 2,186 14,2% 1,983 2,020 1,8%

MATO GROSSO 2,772 2,892 4,4% 1,708 1,959 14,7% 2,231 2,261 1,3%

MATO GROSSO DO SUL 2,649 2,729 3,0% 1,825 2,081 14,0% 2,154 2,175 1,0%

MINAS GERAIS 2,516 2,789 10,8% 1,847 2,152 16,5% 1,951 1,984 1,7%

PARÁ 2,765 2,818 1,9% 2,130 2,345 10,1% 2,071 2,109 1,8%

PARAÍBA 2,446 2,560 4,6% 1,849 2,100 13,6% 1,972 1,981 0,5%

PARANÁ 2,530 2,678 5,9% 1,628 1,966 20,8% 1,945 1,969 1,2%

PERNAMBUCO 2,616 2,674 2,2% 1,861 2,111 13,5% 1,997 2,010 0,7%

PIAUÍ 2,518 2,656 5,5% 1,998 2,278 14,0% 2,026 2,043 0,9%

RIO DE JANEIRO 2,649 2,835 7,0% 1,872 2,242 19,7% 1,986 2,003 0,9%

RIO GRANDE DO NORTE

2,675 2,717 1,5% 1,957 2,216 13,3% 1,963 2,002 2,0%

RIO GRANDE DO SUL 2,602 2,755 5,9% 2,010 2,370 17,9% 2,050 2,084 1,6%

RONDÔNIA 2,769 2,960 6,9% 2,065 2,374 15,0% 2,232 2,231 0,0%

RORAIMA 2,833 2,836 0,1% 2,312 2,451 6,0% 2,391 2,350 -1,7%

SANTA CATARINA 2,578 2,725 5,7% 1,960 2,342 19,5% 2,025 2,048 1,1%

SÃO PAULO 2,463 2,642 7,3% 1,524 1,865 22,4% 1,967 1,985 0,9%

SERGIPE 2,607 2,727 4,6% 1,932 2,216 14,7% 1,981 2,027 2,3%

TOCANTINS 2,824 2,911 3,1% 1,889 2,112 11,8% 2,096 2,019 -3,7%

Fonte: ANP/CDC

122 Nota: O "B" do Óleo Diesel refere-se à adição de biodiesel ao produto. Desde 1º de janeiro de 2010, o óleo diesel comercializado em todo o Brasil contém 5% de biodiesel. Esta regra foi estabelecida pela Resolução nº 6/2009 do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), publicada no Diário Oficial da União (DOU) em 26 de outubro de 2009.


Ano 2012

100

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